碳酸盐岩核磁共振实验研究现状

王翼君，崔刚，唐洪明，沈建军，高子涵，周士琳

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452；3.中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司，河北 涿州 072751）

碳酸盐岩核磁共振实验研究现状

王翼君1，崔刚2，唐洪明1，沈建军1，高子涵3，周士琳1

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452；3.中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司，河北 涿州 072751）

随着海相碳酸盐岩油气田的大规模开发，对碳酸盐岩储层的评价日益受到重视。低磁场核磁共振（NMR）岩心分析技术是近20年来在我国新兴起的快速测量岩石物性参数的一种新技术，被广泛应用于储层评价及流体识别。针对NMR当前应用现状，文中就碳酸盐岩中存在的大、小孔喉“扩散耦合”、T2截止值的准确求取以及温度对NMR响应特征的影响3个问题，总结了国内外相关学者的研究成果。“扩散耦合”在各类岩石中都可能存在，只不过是在碳酸盐岩中较为突出罢了；碳酸盐岩的T2截止值普遍比砂岩高且变化较大，这一方面说明碳酸盐岩的非均质性较强，另一方面也可能与碳酸盐岩的“扩散耦合”相关；而温度对碳酸盐岩NMR响应特征的影响，则因碳酸盐岩的矿物成分、孔隙类型、流体性质而异。

核磁共振；扩散耦合；T2截止值；温度；表面弛豫强度

0 引言

近年来，我国的海相碳酸盐岩油气勘探取得了重大突破，先后发现了普光气田、轮南-塔河油田等大型海相碳酸盐岩油气田，显示出海相碳酸盐岩的巨大勘探开发潜力，对我国石油工业的发展和能源结构的改善意义重大［1-2］。在此背景下，对于碳酸盐岩储层的综合评价也成了摆在地质学家面前的一个重要课题。其中，低磁场核磁共振技术（NMR）作为一种评价手段也逐渐被应用于碳酸盐岩储层的评价。

作为一种新兴技术，NMR岩心分析技术，利用储层流体（油/气/水）中的氢原子核在磁场中具有共振并产生信号的特性，探测储层孔隙度、渗透率、可动流体饱和度等岩石物性参数以及岩心中的流体在孔喉中的分布，是有效划分和评价储层，识别储层流体的重要手段，具有测试方便、快捷、操作简单、无污染等特点［3-5］。但是，由于种种原因，目前对于碳酸盐岩储层核磁共振特征的研究较之碎屑岩储层滞后。本文总结了国内外对碳酸盐岩中存在的大小孔喉中流体的 “扩散耦合”、T2截止值的求取以及温度对碳酸盐岩的影响等3个方面的研究成果，并且在此基础上提出笔者的一些认识，希望能为今后碳酸盐岩的NMR特征研究以及用NMR准确评价碳酸盐岩储层提供一些参考。

1 NMR原理概述

NMR技术研究的是“淹没”在恒定磁场中的某些带自旋磁矩的原子核吸收特定频率 （Larmor频率）的电磁波，从而改变能量状态的现象，其基础是具有自旋性质的原子核的磁性及其与外加磁场的相互作用。在对饱和含氢流体（水/油）的岩心进行核磁共振测试之前，地层中的氢质子随机取向和排列。将饱和含氢流体（水/油）的岩心放入恒定静磁场B0中时，带自旋的原子核在B0磁场的作用下，自旋轴沿B0方向排列，且具有2种取向和能级：与B0方向相同，处于高能级；与B0方向相反，处于低能级。

置于B0中的自旋原子核，由于处于高能级和低能级的数目不同，宏观上会产生一个净磁化矢量，称为宏观磁化矢量 （M），M的方向与外加磁场B0方向一致，原子核系统被“极化”。当在垂直于B0的方向再施加一个频率与Larmor频率相等的交变磁场B1，“照射”被极化了的核自旋系统时，系统将吸收B1场的能量，使得M被“激发”，偏离B0方向。B1场结束后，自旋将逐步释放或交换能量，核自旋系统恢复到施加B1前的平衡状态［6-7］。这一过程，称之为“弛豫”（包括纵向弛豫和横向弛豫2个过程），这一过程需要的时间称之为“弛豫时间”（包括纵向弛豫时间T1和横向弛豫时间T2），目前，低场核磁共振的测试最常用的是T2。

储层原油、天然气和水中富含氢核，是NMR的主要研究对象，M与储层岩心中油气水的氢核含量成正比，这是核磁共振通过测量岩心中的流体信号得到孔隙度、渗透率等物性参数和可动流体饱和度等流体参数的理论基础。

2 碳酸盐岩NMR特征研究

通过NMR法评价储层好坏，除了核磁孔隙度和渗透率外，主要还依据2点：1）储层岩心的T2截止值及其平均值大小；2）储层岩心的T2时间大小。此外，对于现场的核磁共振测井而言，温度对于核磁共振T2分布的影响也至关重要。

2.1 碳酸盐岩的T2时间和孔喉分布的关系

T2时间可以用来表征岩石的孔径分布，其理论依据是：在NMR测量过程中，氢质子碰撞颗粒表面造成能量衰减，这一过程称为表面弛豫。其中：大孔隙的比表面（S/V，单位是μm-1）小，氢质子和颗粒表面发生碰撞概率小，弛豫时间较长；而小孔喉的S/V大，因而氢质子与颗粒表面发生碰撞概率大，弛豫时间短。

岩石颗粒表面的弛豫能力往往用表面弛豫强度（ρ2，又称为表面弛豫率，μm/s）来定量表征。表面弛豫速率（1/T2，单位为s-1）是表面弛豫强度与岩石孔隙比表面的乘积：1/T2=ρ2（S/V）。由此，可以得出，岩石的T2时间和孔喉半径成正比，T2时间的大小可以在一定程度上反映岩石的孔喉半径大小。

在核磁共振中，将岩心的弛豫过程表示为

式中：M（t）和M0分别为在t时刻和0时刻的磁化矢量的幅度，a.u（任意单位）；t和Tj分别为采样时间和弛豫时间，ms；fj为Tj时的孔隙体积，mL。

这一理论，在碎屑岩储层中获得了较好的应用效果。但是，对于碳酸盐岩储层，该观点遇到了挑战。这是因为，用T2时间来表征孔喉半径还有一个大前提，即自旋原子核扩散距离可以忽略不计，而每一个孔喉中流体的弛豫过程是相互独立的，彼此之间互不干扰。但是，根据国外最近10多年来的研究表明，碳酸盐岩中存在一个“扩散耦合”效应，即不同半径孔喉之间的流体通过扩散作用相互联结，导致同一个碳酸盐岩样品中大、小孔喉的T2时间分布很难分清。有时甚至会出现不同孔喉的T2谱完全合并成一个尖峰，因而不能准确反映碳酸盐岩的孔喉分布。

Roberts等［8］研究表明，砂岩的ρ2分布范围主要在1～10 μm/s。Chang等［9］的研究认为，碳酸盐岩的横向ρ2比砂岩要低，一般为0～5 μm/s，而砂岩的ρ2一般为0～15 μm/s。Ramakrishnan［10］根据蒙特卡罗随机游走模型模拟证明，弛豫时间能否反映孔径分布，ρ2至关重要。如果表面弛豫微弱，大、小孔隙中的流体容易扩散，那么岩石中的“扩散耦合”效应就很明显。此时，弛豫时间就不能反映岩石的孔径分布。Toumelin等［11］使用蒙特卡罗三维随机步进法分析了在恒定磁场梯度下微晶灰岩中不同类型孔隙中流体的扩散效应特征，并认为“扩散耦合”对把测量的T2分布反演成孔隙大、小分布的影响超过确定T2截止值的影响。Vivek等［12］也认为，传统的NMR测量的前提对于粒屑灰岩和泥粒灰岩是行不通的。他们通过模拟岩心中微孔隙和大孔隙间流体的弛豫及他们之间的流体“扩散耦合”现象，将影响T2分布的几个参数（包括微孔隙的ρ2、流体的扩散系数、空隙的几何形态等），合并成了一个耦合参数α，它是孔隙特征弛豫速率和微孔—大孔间扩散速率的比值，其数学表达式为:

式中：D为扩散系数；L1，L2分别为孔隙半长和孔隙半宽，μm；T2，C为特征孔隙的弛豫时间，ms；Vtotal为总孔隙体积，mL；Sactive为微孔隙表面积，cm2；η为孔隙纵横比，；μ为Browns数值；β为微孔百分数，%。

图1为μ对t=1.0等值线的影响示意。由图1可以看出，当μ＜1.0时，快速扩散在整个孔隙空间形成了几乎均匀的磁场，随着μ值的增大，纵向上的梯度越来越明显［12］。梯度的出现说明了微孔隙中自旋的弛豫速率比大孔隙中的自旋大。

图1 t=1.0时的磁场强度等值线

Vivek等选取了不同α和μ值的T2谱进行对比后发现，两者值越小，岩心中不同大小孔隙中的流体“扩散耦合”程度越大，T2分布就越不能准确地表征岩石的孔喉分布，反之亦然（见图2）。此外，为了定量表示岩心中孔隙流体的“扩散耦合”程度，Vivek等［12］将“扩散耦合”程度分为3个等级：1）α＜1.0,完全耦合。在微孔隙中，扩散比弛豫更快，微孔和大孔全部耦合，微孔和大孔的弛豫时间谱完全重合成一个尖峰，无法区分；2）1.0≤α≤50.0，中等耦合。扩散比弛豫快，微孔和大孔部分耦合。虽然大孔和微孔各自有它们的T2分布，但是他们的尖峰信号幅度（信号强度f，a.u)并不与孔隙百分数成正比；3）α＞50.0，不耦合。微孔和大孔的弛豫完全独立，互不相干，它们的T2谱完全分离。

图2 与图1中备选参数相关的α函数的T2分布

在描述粒屑灰岩的大、小孔隙耦合效应时，为了检验Ramakrishnan等提出的粒屑灰岩模型（详见2.2）的有效性，研究孔隙耦合的控制参数，Vivek等分别用不同粒径的白垩和硅胶对饱和水及束缚水状态下的T2分布进行了对比，结果如图3所示。

从图3中可以看出：对于粗粒径的白垩，饱和水状态下的T2分布基本呈双峰，且离心后的T2分布和离心前的T2谱的左峰基本重合，说明基本上不存在“扩散耦合”现象；随着白垩粒度变细，饱水状态下的T2分布逐渐转化为单峰，且离心后的束缚水T2谱和离心前的T2谱出现了明显的不重合，或者较之离心前的左半峰信号幅度增高，或者幅度变低，但束缚水峰出现了明显左移，硅胶的情况也与之类似。这说明，随着岩石颗粒粒径变小，岩石中大、小孔喉中的流体的“扩散耦合”程度增强。而一般情况下，随着岩石颗粒粒径的减小，岩石会变得致密化，物性也会变差。尽管这一结论是针对灰岩提出的，但是能否据此推论：岩石越致密，物性越差，其中不同大小孔喉中的流体越容易发生“扩散耦合”？这还需要大量的实验数据来证明。

肖立志等［13］在对不同表面弛豫强度下的NMR响应特征进行研究后认为，在连通性较好的模型中，随着表面弛豫强度降低，“扩散耦合”越来越明显。在表面弛豫强度较低的模型中，T2谱已经很难直接反映模型的孔隙结构信息。LU Chi和Zoya［14-15］认为，Ramakrishnan提出的“扩散耦合”效应理论也可延伸至孔隙-裂缝双重介质岩石（裂缝较为发育的岩石）中，裂缝和基质孔隙之间也存在“扩散耦合”效应。他们还认为，如果在对NMR的T2分布进行解释时，不考虑裂缝-孔隙的“扩散耦合”效应，则粒间孔或裂缝的T2时间会被低估29%，从而导致孔隙尺寸和裂缝宽度也被低估。

图3 作为颗粒直径函数的多微孔白垩和硅胶T2分布

尽管上述研究结果主要是针对碳酸盐岩，但是笔者认为，对于传统的核磁共振岩心测试分析理论基础来说，无疑是一种颠覆。这就如同储集层和盖层组合，其本质是由于后者物性较前者差，而与其岩性差异没有必然联系一样［16-17］。从上述国外学者的研究来看，“扩散耦合”在本质上是由于表面弛豫强度低导致大、小孔喉之间的流体通过扩散相互联结，与岩性并无必然联系。这就涉及到一个问题，即影响岩石表面弛豫速率的因素是什么？R Dastidar等［18］研究了碎屑岩的NMR响应之后认为，碎屑岩中较高的石英质量分数对应着较低的表面弛豫速率（见图4）。

图4 石英质量分数和表面弛豫速率相关性统计

K Kristina［19］研究了纯石英砂样品和有着不同质量分数的镀水铁矿膜石英砂样品的核磁响应后发现，随着样品中镀水铁矿膜石英砂的质量分数 （CM）的增大，样品的体弛豫速率（T2B-1）和扩散弛豫速率（T2D-1）增加不明显，而表面弛豫速率（T2S-1）显著增大，且直接影响了样品总的弛豫速率T2M-1（T2M-1=T2B-1+T2D-1+T2S-1）（见图5，回波时间间隔TE=300 μs），即此时的样品主要受表面弛豫的影响。此外，对这些样品进行比表面测试后也发现，随着CM增大，样品的比表面也会增加（纯石英砂为0.398 μm-1，而完全镀了水铁矿膜的石英砂样品为3.93 μm-1），这应该是顺磁性物质引起表面弛豫速率变化的重要原因。

图5 T2M-1与CM的相关性

此外，K Kristina还发现：当样品中的CM＜25%时，样品总体的ρ2随着CM的增加呈指数增加；当CM＜2%时，镀水铁矿膜石英砂部分的表面弛豫强度ρ2m显著增加；当2%＜CM＜25%时，ρ2m却呈现指数衰减。但是，当CM＞25%时，样品总体的ρ2与CM呈线性正相关且增长幅度较小，且ρ2m基本为一个常数（见图6）。这说明铁磁性物质的质量分数较小时，岩石的ρ2增长很快，但是到了一定程度之后，其增长反而会陷入停滞。

图6 ρ和CM相关性统计

从上述研究可以看出，岩石表面ρ2受岩石内部的顺磁-铁磁性物质影响很大。而不同岩石所含的顺磁性物质的类型和数量是不一样的，因而，不同种类（甚至同种类）岩石的T2S-1也一定千差万别。

在三大类岩石中，火成岩和正变质岩中含有大量的暗色铁镁矿物（如角闪石、辉石、黑云母等）以及磁铁矿等，它们的磁化率较高，因而在磁法勘探中，火成岩和正变质岩的磁异常较大。相比之下，沉积岩主要由石英、方解石、长石等弱磁乃至逆磁性矿物组成，顺磁-铁磁性物质较少，因而在磁法勘探中，通常沉积岩的磁异常很低。但如果沉积岩中有较多来自火成岩或正变质岩碎屑的磁性颗粒，则沉积岩也会有一定的磁性（碎屑剩磁）［20-21］。同样，在核磁共振中，火成岩和正变质岩中的这些顺磁-铁磁性物质对火成岩的NMR信号的影响极大，T2谱往往向短弛豫方向移动，核磁信号幅度衰减程度也变大，小孔喉中的信号不能被检测到，导致核磁孔隙度偏低［22-23］。对此，可以用上述国外学者的研究结果，即岩石中的顺磁-铁磁性物质引起的T2S-1增大，来进行很好地解释。

从沉积学的角度上来看，砂岩作为一种陆源碎屑岩，它也是由地球上的火成岩、变质岩以及先形成的沉积岩经过风化剥蚀、搬运、沉积和成岩作用改造后形成的［24］，如果砂岩中含有大量的火成岩或正变质岩岩屑而具有一定的碎屑剩磁的话，砂岩的T2S-1就会较大。反之，若砂岩的成分成熟度较高（即逆磁性的石英质量分数很高）的话，则砂岩的T2S-1就会变低，则砂岩发生“扩散耦合”的可能性也会增加。对于碳酸盐岩，由于碳酸盐岩属于原地成因，且它的形成环境主要为温暖、清洁的浅水环境，不可能有太多的陆源物质注入［25］。所以，在碳酸盐岩中，火成岩和正变质岩岩屑极少，因而碳酸盐岩中的顺磁-铁磁性物质相对于砂岩较少，碎屑剩磁较低，故它的T2S-1较低，因而更容易发生“扩散耦合”。因此，可以这样说，无论是砂岩还是碳酸盐岩（甚至更多岩类），只要它们中的顺磁-铁磁性矿物质量分数较低，都会使它们的表面弛豫速率降低，从而导致大孔和微孔之间的流体都会或多或少的出现“扩散耦合”（只是在碳酸盐岩中表现得更显著罢了），使其T2谱不能准确反映岩石的孔喉分布。这一点，值得去深入探究，以便更加精确地使用核磁法来表征碳酸盐岩储层。

目前，国内在这方面的研究相对滞后。很多学者在用核磁法求取岩石的孔喉分布 （尤其是碳酸盐岩的孔喉分布）时仍然坚持传统的NMR测量的基本假设，仍然认为不同的弛豫时间在任何条件下都能对应着不同的孔喉半径，未考虑岩石（尤其是碳酸盐岩）中微孔和大孔的“扩散耦合”效应。

2.2 碳酸盐岩的T2截止值

在核磁共振法对储层进行评价的过程中，可动流体饱和度的确定至关重要。目前，在低场核磁共振中，主要运用T2截止值法来测量可动流体饱和度。T2截止值法假定束缚流体主要占据小孔和微孔，可动流体占据大孔隙。假设有一个T2时间，当孔隙中流体的弛豫时间小于该值时，孔隙流体为束缚流体，反之，为可动流体；因此，确定T2截止值对计算可动流体饱和度至关重要。在实验室，一般采用离心法标定T2截止值。

关于确定碳酸盐岩的T2截止值，国内外学者已经做了大量的工作。刘卫等［26］选取了135块低渗砂岩岩样和8块有代表性的碳酸盐岩岩样，通过离心法确定T2截止值的分布（低渗砂岩的离心力选取1.38 MPa，碳酸盐岩的离心力选取为2.76 MPa）时，低渗砂岩求取的T2截止值平均为15.82 ms，碳酸盐岩岩样求取的平均值为86.78 ms，明显高于砂岩。

肖前华等［27］通过选取中东某碳酸盐岩油田具有代表性的70块岩样进行可动流体饱和度研究，用2.76 MPa的离心力标定碳酸盐岩的T2截止值后发现，中东地区碳酸盐岩的T2截止值分布范围很宽，在20～180 ms。这说明，中东碳酸盐岩储层的非均质性较强和缝洞较为发育，同时也说明，部分石油公司推荐碳酸盐岩储层的可动流体T2截止值采用90 ms并不是普遍适用的。赵辉等［28］选取磨溪气田嘉二亚段的216块碳酸盐岩样品，分别在饱水和离心2种状态、TE为0.35 ms的情况下进行核磁实验，并对他们进行T2截止值标定。结果表明：碳酸盐岩的孔隙度对于其T2截止值的影响无明显规律；碳酸盐岩的T2截止值不是个定值，它与泥质质量分数成反比。

Chang Dahai等［29］研究认为，对于溶蚀孔洞发育的碳酸盐岩，T2截止值选取92 ms较为适宜。此外，还有国外学者［30-33］认为，砂岩的T2截止值采用33 ms较合理，而碳酸盐岩的T2截止值采用100 ms较合理。

邓克俊等［34］研究表明，砂岩的T2截止值变化范围为20～50 ms，碳酸盐岩为90～150 ms，并认为碳酸盐岩的ρ2很低是其T2截止值远大于砂岩的原因。Toumelin等［11］也认为，当温度和“扩散耦合”效应影响很大时，需要对核磁共振测井过程中得出的T2截止值进行校正。Vivek等在研究上述灰岩中的“扩散耦合”效应问题时也认为，对于微孔和大孔之间存在“扩散耦合”的地层，由于其T2时间和孔径分布的相关性已经不复存在，因而T2截止值的应用可能会导致不正确的评价。Mai等［35］在研究在研究Alberta盆地中的碳酸盐岩的NMR响应特征后发现，碳酸盐岩中的T2截止值变化很大，从小于80 ms到大于200 ms不等，并且认为T2截止值随岩石类型、孔隙系统等因素的变化而变化。

由此可见，相对于碎屑岩来说，碳酸盐岩的T2截止值普遍较高，且变化较大，做出的T2截止值的经验值不具有普遍适用性。影响碳酸盐岩T2截止值的因素较多，因而通过T2截止值法精确地获得碳酸盐岩的可动流体饱和度还存在许多问题。这一方面反映了碳酸盐岩的非均质性更强，溶蚀孔洞发育但分布不均；另一方面也可能与上述提到的碳酸盐岩中存在的大孔和微孔中流体的“扩散耦合”有一定关系。对此，值得去进一步研究。

2.3 温度对碳酸盐岩NMR特征的影响

T S Ramakrishnan等［36］提出了一个用于研究碳酸盐岩视表面弛豫强度的物理模型：

式中：ρa为视表面弛豫强度，μm/s；D0为孔隙流体的扩散系数，m2/s；φμ为晶间孔孔隙度，%；Fμ为球状微孔的地层因子；T2μ为微孔T2弛豫时间。

由于该式中第1项很小，可以忽略不计，因此，碳酸盐岩的ρa约等于第2项。从该物理模型可以得到一种认识——碳酸盐岩的ρa受流体的扩散系数的影响，而扩散系数受温度的影响很大，因而也可以进一步推测，碳酸盐岩的表面弛豫也受温度的影响。当碳酸盐岩同时存在大孔和微孔时，该模型可以用于解释碳酸盐岩的T2分布受温度影响的特征。

Godefroy等［37］分别对饱和水砂岩和碳酸盐岩进行NMR变温实验后发现：在饱和水情况下，砂岩的弛豫时间随着温度的增长而减小，但在饱和油的情况下则相反；而对于碳酸盐岩，无论是饱和油还是饱和水，其弛豫时间都随温度的增长而增加。Toumelin等［11］在研究温度对存在“扩散耦合”的碳酸盐岩NMR特征的影响时发现，温度对溶洞型大孔隙的耦合响应没有影响，但对小孔隙类型的耦合影响显著，即随着温度增加，表面弛豫减小，即温度对表面弛豫可能有相反的影响，但是，当不存在“扩散耦合”效应时，则完全相反，所以，其对温度的响应还需作进一步研究。Vivek等研究了温度对于硅胶颗粒和Thamama组储层中的饱水和束缚水状态下的碳酸盐岩样品的NMR特征的影响，伴随着温度的升高，样品的ρ值有所下降，即相同条件下弛豫时间变长、谱峰发生右移（见图7），同时样品中大孔和微孔中流体的“扩散耦合”程度会大幅增加，甚至会导致大孔和微孔的T2谱合二为一（见图8）。

谢然红等［38-39］通过对不同的人造和天然岩心（含碳酸盐岩储层岩心）进行NMR变温测试后发现，饱水的人造碳酸钙和碳酸盐岩的横向ρ和1/T2随温度升高而减小（或T2时间随温度升高而增大），与贝瑞砂岩储层及人造碳化硅的结果刚好相反。这和碳酸盐岩中与分子扩散相关的活化能Em大于与岩石颗粒表面相互作用的活化能 （即碳酸盐岩的横向ρ比碎屑岩小一个数量级）有关。而对于饱和油的样品，无论是贝瑞砂岩或碳酸盐岩储层，其T2时间都随温度的升高而增大。

由此可见，温度对于碳酸盐岩的NMR响应特征的影响，因碳酸盐岩的矿物成分、孔隙类型以及流体性质的变化而变化，情况较为复杂，不同学者得出的结论也大相径庭。目前，国内在温度对碳酸盐岩的NMR特征的影响方面的研究还很不够，有待进一步深化。

图7 束缚水状态下中—粗粒硅胶颗粒的T2分布

图8 Thamama组碳酸盐岩不同条件下的T2分布

3 结论

1）岩石中大孔和微孔间的流体存在“扩散耦合”，本质上是由于岩石中顺磁-铁磁性矿物质量分数较少，使得岩石的表面弛豫速率降低所致，与岩性并没有必然联系。

2）国内外学者研究表明，和砂岩相比，碳酸盐岩的T2截止值普遍较高，且变化较大，所选取的经验值不具有普遍适用性，其影响因素较多。因而用T2截止值来计算碳酸盐岩的可动流体饱和度还存在很大的问题。

3）从不同学者的研究结果来看，温度对碳酸盐岩的NMR响应特征的影响，因碳酸盐岩的矿物成分、孔隙类型以及流体性质而异，且仍存在较大争议，目前国内在这方面的研究较为薄弱，有待进一步深化。

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（编辑 高学民）

Research status of nuclear magnetic resonance experiment in carbonate rock

WANG Yijun1,CUI Gang2,TANG Hongming1,SHEN Jianjun1,GAO Zihan3,ZHOU Shilin1
(1.School of Geoscience and Technology,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China;2.Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin 300452,China;3.Bureau of Geophysical Prospecting Inc.,CNPC,Zhuozhou 072751,China)

Along with the large-scale development of marine carbonate oil and gas fields,the evaluation of carbonate reservoir is becoming increasingly important.Low field nuclear magnetic resonance(NMR)core analysis,a technology introduced into China just 20 years ago,has been used ever since for rapidly measuring petrophysical parameters.It has been widely applied to reservoir fluid identification and reservoir evaluation.However,the application of NMR in carbonate reservoir still has some problems at present. This paper reviews academic research results in China and abroad concerning the following three issues:big and small pores′"diffusional coupling"in carbonate rocks,the accurate calculation of T2cutoff value of carbonate rocks,and the influence of temperature on the carbonate NMR response characteristics.On this basis,it presents three findings:first,"diffusional coupling" exists in all kinds of rocks though it is more apparent in carbonate rocks than in other kinds of rocks;second,as the T2cutoff value of carbonate rocks is generally higher than that of sandstone and also fluctuates within a broader range,it follows that carbonate rocks are highly heterogeneous,and that the T2cutoff value may be associated with the"diffusional coupling"in the carbonate rocks;third,the influence of temperature on the carbonate NMR response characteristics varies with different mineral compositions,pore types and fluid properties.

nuclear magnetic resonance(NMR);diffusional coupling;T2cutoff value;temperature;surface relaxivity

国家自然科学基金项目“致密气藏储层干化、提高气体渗流能力的基础研究”（51534006）

TE344

A

10.6056/dkyqt201606028

2016-04-28；改回日期：2016-08-07。

王翼君，男，1989年生，在读硕士研究生，从事储层地质、储层保护相关研究。E-mail：898789370@qq.com。

王翼君，崔刚，唐洪明，等.碳酸盐岩核磁共振实验研究现状［J］.断块油气田，2016，23（6）：818-824.

WANG Yijun，CUI Gang，TANG Hongming，et al.Research status of nuclear magnetic resonance experiment in carbonate rock［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（6）：818-824.