邵維志，貴興海，郝麗萍，李俊國(guó)，朱偉峰，劉洪波，唐建軍

（1．中國(guó)石油渤海鉆探工程有限公司測(cè)井分公司，天津300280；2．中國(guó)電子科技集團(tuán)公司第二十二研究所，河南 新鄉(xiāng)453003；3．大港油田勘探開發(fā)研究院，天津300280）

0 引 言

核磁共振測(cè)井技術(shù)自20世紀(jì)90年代初期被引進(jìn)到中國(guó)石油測(cè)井行業(yè)以來，在20多年的發(fā)展應(yīng)用中從儀器研發(fā)、測(cè)井采集、數(shù)據(jù)處理到解釋評(píng)價(jià)都有了長(zhǎng)足進(jìn)步，尤其在復(fù)雜巖性油氣藏、致密油氣藏的勘探開發(fā)中。由于核磁共振測(cè)井能夠提供不依賴于巖性及骨架參數(shù)的孔隙度、滲透率評(píng)價(jià)以及與電性無關(guān)的油氣識(shí)別而深受地質(zhì)家和測(cè)井分析家的青睞。但是，每一種技術(shù)都有其適應(yīng)范圍和局限性，核磁共振測(cè)井技術(shù)也是如此。隨著它在儲(chǔ)層評(píng)價(jià)應(yīng)用中的深入，盡管測(cè)井分析家提出了許多針對(duì)各類復(fù)雜油氣藏的油氣識(shí)別方法，但與試油結(jié)論矛盾的現(xiàn)象依然很多。本文針對(duì)這些現(xiàn)象，結(jié)合應(yīng)用實(shí)例討論了它在流體性質(zhì)識(shí)別方面的局限性，其目的在于更合理、更準(zhǔn)確地應(yīng)用核磁共振測(cè)井技術(shù)發(fā)現(xiàn)油氣層，提高勘探開發(fā)效益，為油田服務(wù)。

1 核磁共振測(cè)井識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)的物理基礎(chǔ)

核磁共振測(cè)井識(shí)別流體性質(zhì)主要依靠標(biāo)準(zhǔn)T2譜、移譜、差譜以及由移、差譜演變產(chǎn)生的一些方法。標(biāo)準(zhǔn)T2譜方法主要依據(jù)飽和多相流體孔隙的T2分布譜的整體形態(tài)特征和多相流體中天然氣、不同黏度原油以及不同賦存狀態(tài)的水在T2譜上位置不同識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)。移譜又稱雙TE（雙回波間隔）測(cè)井，是一種擴(kuò)散系數(shù)加權(quán)方法，通過設(shè)置長(zhǎng)、短不同的2個(gè)回波間隔TE，在足夠長(zhǎng)的等待時(shí)間TW下測(cè)量2組回波串，由于水與氣或油的擴(kuò)散系數(shù)D不一樣（見表1），使得各自在T2分布上的位置發(fā)生變化，由此識(shí)別出儲(chǔ)層中油、氣、水。差譜又稱雙TW測(cè)井，主要基于水與油、氣的縱向弛豫時(shí)間T1相差很大，水的縱向恢復(fù)速率遠(yuǎn)比輕烴快（見表1），選擇長(zhǎng)、短不同的2個(gè)等待時(shí)間，觀測(cè)到的回波串中將包含不一樣的信號(hào)，由于水的信號(hào)在短等待時(shí)間下能夠被完全極化，烴的信號(hào)在短等待時(shí)間下不能完全極化，因此2個(gè)不同等待時(shí)間觀測(cè)到的回波串幅度存在差異，雙TW測(cè)井利用這個(gè)差異來識(shí)別儲(chǔ)層是否含烴。

表1 多孔介質(zhì)中飽和流體的核磁共振特性

2 影響核磁共振測(cè)井評(píng)價(jià)儲(chǔ)層流體性質(zhì)的主要因素

測(cè)井評(píng)價(jià)中一般認(rèn)為儲(chǔ)層由巖石骨架和孔隙兩大部分組成，骨架由不同成分的礦物組成，孔隙則由孔隙水、原油、天然氣和鉆井泥漿濾液等多種流體飽和，其中孔隙水包括束縛水和可動(dòng)水，為不同礦化度鹽水。原油可以是脫氣原油或者飽和氣體的（含氣）原油，可以從輕質(zhì)油到稠油不同黏度變化；天然氣為自由氣，主要是甲烷，而不是溶解在油中的氣；鉆井泥漿濾液為侵入到油藏中的鉆井液，它往往與油藏流體混合在一起，以泥漿性質(zhì)的不同而變化，影響著測(cè)井信號(hào)及儲(chǔ)層評(píng)價(jià)。現(xiàn)有的核磁共振測(cè)井儀器對(duì)巖石骨架不敏感，主要測(cè)量的是儲(chǔ)層孔隙中各種流體的信息。假設(shè)儲(chǔ)層巖石是親水的，這些不同性質(zhì)的流體飽和到多孔介質(zhì)后，其核磁共振性質(zhì)由式（1）、式（2）給出。

式中，T1為縱向弛豫時(shí)間；T2為橫向弛豫時(shí)間；T1B、T2B分別為縱、橫向體積弛豫；ρ1、ρ2分別為縱、橫向表面弛豫率；S／V為巖石比表面積；D為擴(kuò)散系數(shù)；G為磁場(chǎng)梯度；TE為回波間隔；γ為旋磁比?？梢?，巖石孔隙中氫的T1、T2值大小主要受控于靜磁場(chǎng)的均勻性、孔隙孔徑大小分布、孔隙中流體的物理及化學(xué)特性、流體的黏度及擴(kuò)散系數(shù)、孔隙流體與巖石骨架顆粒的磁化系數(shù)差異、孔隙表面及流體中是否存在順磁物質(zhì)等因素［1－3］。這些因素的共同作用造成了巖石孔隙中油、氣、水的核磁共振差異，認(rèn)識(shí)或去除影響油、氣、水識(shí)別的不利差異而突出有利于油、氣、水識(shí)別的差異是應(yīng)用核磁共振技術(shù)識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)的基礎(chǔ)。具體到標(biāo)準(zhǔn)T2譜法、移譜法、差譜法3種基本方法在流體性質(zhì)識(shí)別中的影響因素，主要為以下3個(gè)方面。

2．1 影響標(biāo)準(zhǔn)T2譜識(shí)別油氣水的主要因素

圖1 不同黏度原油自由狀態(tài)下T2分布形態(tài)特征

用標(biāo)準(zhǔn)T2譜識(shí)別油、氣、水要考慮的主要因素為儲(chǔ)層所含流體的性質(zhì)及其黏度、儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)T2譜形態(tài)及油、氣、水在T2譜上位置的影響。圖1為黏度從3．22cP＊非法定計(jì)量單位，1cP＝1mPa·s，下同／50℃到1914cP／50℃之間12種黏度的原油自由狀態(tài)下T2分布圖?？梢钥闯?，對(duì)于原油而言，雖然沒有孔隙結(jié)構(gòu)的影響，它們的弛豫時(shí)間仍是一個(gè)分布，受混合黏度的影響，每個(gè)弛豫時(shí)間下都有一個(gè)幅度；不同黏度的原油T2分布形態(tài)不同，其峰值在T2譜上的位置也不同；黏度越小，T2越大；同時(shí)隨著黏度的增加，T2分布譜形狀變窄，其峰值位于束縛水位置。以上現(xiàn)象說明黏度是影響T2譜形態(tài)的主要因素之一。圖2為飽和到不同孔隙結(jié)構(gòu)的巖樣中黏度不同的2種原油其T2分布譜特征。很明顯，水和相同黏度的原油在不同孔隙結(jié)構(gòu)下，其T2分布譜形態(tài)完全不同，輕質(zhì)油有較長(zhǎng)的T2值，能夠與水分開，而中等黏度的油與水信號(hào)基本重疊在一起，很難識(shí)別出來。水、輕質(zhì)油、中等黏度油在同一孔隙結(jié)構(gòu)巖樣下，其T2譜特征也完全不同。從而說明隨著孔隙結(jié)構(gòu)的變化，即使相同性質(zhì)的流體其T2分布形態(tài)也在變化。所以在使用標(biāo)準(zhǔn)T2譜特征識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)時(shí)，首先要考慮的是所要評(píng)價(jià)的目標(biāo)儲(chǔ)層中所含原油的黏度以及這些原油儲(chǔ)存在什么樣孔隙結(jié)構(gòu)中。

2．2 影響移譜（雙TE）法識(shí)別油氣水的主要因素

由式（1）結(jié)合移譜識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)的原理可以看出，移譜法識(shí)別儲(chǔ)層油、氣、水突出的是擴(kuò)散弛豫項(xiàng)，見式（3），影響其效果的主要因素有擴(kuò)散系數(shù)D、回波間隔TE及磁場(chǎng)梯度G。

油、氣、水都是能擴(kuò)散的流體，但它們的擴(kuò)散系數(shù)D不同（見表1），自由狀態(tài)下水的擴(kuò)散系數(shù)與溫度有關(guān)，油的擴(kuò)散系數(shù)與黏度有關(guān)，天然氣的擴(kuò)散系數(shù)是溫度及壓力的函數(shù)，它的橫向弛豫幾乎完全由擴(kuò)散弛豫控制。當(dāng)流體處于巖石孔隙中時(shí)，其擴(kuò)散會(huì)受到孔壁的限制，稱為受限擴(kuò)散，其擴(kuò)散系數(shù)定義為有效擴(kuò)散系數(shù)D0（也稱視擴(kuò)散系數(shù)），通常D0小于D，致使T2D增大，從這個(gè)意義上講，孔隙中流體的擴(kuò)散還要受到巖石孔隙結(jié)構(gòu)的控制。影響擴(kuò)散弛豫的另一個(gè)參數(shù)是磁場(chǎng)梯度G，測(cè)井時(shí)造成G不確定的因素有2個(gè)：一個(gè)是巖石骨架顆粒與孔隙流體之間磁化率差異引起的內(nèi)部梯度磁場(chǎng)，會(huì)使弛豫時(shí)間減?。涣硪粋€(gè)是地層溫度，雖然每一種儀器在測(cè)量過程中都會(huì)對(duì)地層溫度進(jìn)行校正，但對(duì)于深井和地溫梯度較高的區(qū)域，地層高溫會(huì)造成B0的不穩(wěn)定，從而帶來G的不穩(wěn)定性［3］。影響擴(kuò)散弛豫的第3個(gè)參數(shù)就是回波間隔TE，移譜主要靠人工調(diào)整TE的大小，來凸顯擴(kuò)散弛豫對(duì)不同流體的T2影響，TE設(shè)計(jì)的是否合適直接影響到油水識(shí)別效果，這個(gè)參數(shù)人為性和經(jīng)驗(yàn)性很強(qiáng)。所以在利用移譜法識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)時(shí)，必須依據(jù)儲(chǔ)層所含流體的黏度和儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)來設(shè)計(jì)回波間隔TE以凸顯油、氣、水在移譜上的差異，達(dá)到有效識(shí)別的目的。

圖2 不同黏度原油飽和到不同孔隙結(jié)構(gòu)的巖樣中T2譜特征

2．3 影響差譜（雙TW）法識(shí)別油氣水的主要因素

差譜法識(shí)別流體性質(zhì)主要利用的是不同孔隙介質(zhì)的極化率的差異，即T1差異。測(cè)井時(shí)主要靠長(zhǎng)、短等待時(shí)間TW的設(shè)計(jì)，凸顯不同介質(zhì)T1差異。因此極化率的差異和長(zhǎng)、短TW的設(shè)計(jì)是影響差譜法識(shí)別流體性質(zhì)準(zhǔn)確性的主要因素［4］。如表1所示的稠油與中小孔徑孔隙中的水、中－輕質(zhì)油與大孔徑孔隙中的水，T1差別極小，如果要用差譜法識(shí)別它們，必須設(shè)計(jì)好長(zhǎng)、短TW，現(xiàn)有核磁共振測(cè)井儀器長(zhǎng)、短等待時(shí)間選擇范圍很小，尤其短TW，MRIL－P型儀器只能選擇1s和2s，這就使得在很多情況下大孔徑孔隙中的水在短等待時(shí)間下沒有完全恢復(fù)，水層依然存在差譜信號(hào)，與油層基本一樣，無法進(jìn)行油、水識(shí)別。

3 核磁共振測(cè)井識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)方法局限性分析

3．1 核磁共振測(cè)井識(shí)別輕質(zhì)油局限性分析

輕質(zhì)油指地層條件下黏度小于5cP的原油，有的時(shí)候以油氣共存形式出現(xiàn)，其自由狀態(tài)下T2值可達(dá)到2000ms以上（見圖1）。

當(dāng)輕質(zhì)油存在于大孔徑孔隙中時(shí)（見圖3的上半部分），輕質(zhì)油與水都具有自由狀態(tài)下的特征，油、水的T2都很長(zhǎng)，大部分信號(hào)會(huì)疊加在一起［4－5］，因此從標(biāo)準(zhǔn)T2譜上無法識(shí)別出輕質(zhì)油；又由于輕質(zhì)油的擴(kuò)散系數(shù)D與水的擴(kuò)散系數(shù)接近，當(dāng)采用移譜測(cè)井模式時(shí)，輕質(zhì)油與水會(huì)同時(shí)向T2減小的方向移動(dòng)，移動(dòng)幅度差異很小，所以靠T2譜的前移現(xiàn)象無法區(qū)分輕質(zhì)油與水，從而使移譜法失效［2，5］。但是，當(dāng)儲(chǔ)層孔隙的孔徑分布比較均勻時(shí)，選擇合適的長(zhǎng)回波間隔時(shí)間TEL，從移譜后T2譜形態(tài)上可以識(shí)別出輕質(zhì)油與水。其明顯的特征：輕質(zhì)油受混合黏度的影響，移譜后其T2譜可動(dòng)部分為一個(gè)漸寬分布，而水則呈較為規(guī)則的正態(tài)單峰分布，但遇到礫巖、含礫砂巖儲(chǔ)層的時(shí)候，這種方法就會(huì)失效。這是因?yàn)樗诳紫吨械某谠ブ饕芸赜诒砻娉谠ィ[巖、含礫砂巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性很強(qiáng)，孔徑非均質(zhì)性對(duì)水的弛豫的影響會(huì)使移譜后的T2譜分布極不均勻，同樣會(huì)是一個(gè)漸寬分布，與孔隙中油的特征相似。對(duì)于這種情況，差譜方法也無法使用，主要是受現(xiàn)有儀器特點(diǎn)限制，大孔徑孔隙中水和輕質(zhì)油都有很明顯的差譜信號(hào)。

當(dāng)輕質(zhì)油存在于中－小孔徑孔隙中時(shí)（見圖3的中間部分），它的標(biāo)準(zhǔn)T2譜形態(tài)特征和差譜信號(hào)的強(qiáng)弱與水都有很明顯差異，因此僅靠標(biāo)準(zhǔn)T2和差譜就可以很好地將輕質(zhì)油層和水層識(shí)別出來，但移譜不能用。

當(dāng)超低孔滲、致密油藏中含有輕質(zhì)油時(shí)（見圖3的下半部分），它的標(biāo)準(zhǔn)T2譜與水相比有很明顯的長(zhǎng)拖曳現(xiàn)象，很容易區(qū)分油、水，由于受孔隙結(jié)構(gòu)的影響大于孔隙介質(zhì)性質(zhì)的影響，所以移、差譜現(xiàn)象都不明顯。

圖3 輕質(zhì)油在不同孔隙結(jié)構(gòu)中與水層在標(biāo)準(zhǔn)T2譜、移譜、差譜上響應(yīng)特征對(duì)比圖

3．2 核磁共振測(cè)井識(shí)別中等黏度油局限性分析

中等黏度油是指地層條件下原油黏度介于5～50cP的原油。由于黏度跨度較大，其自由狀態(tài)下T2值分布范圍較大，黏度較小偏輕質(zhì)油時(shí)，T2值可達(dá)到1000ms以上，黏度較大偏稠油時(shí)，其T2值小于100ms（見圖1）。

當(dāng)儲(chǔ)層中含有中等黏度原油時(shí)，無論儲(chǔ)層孔隙孔徑是大還是小，油的信號(hào)總是與水的信號(hào)疊在一起，因此從標(biāo)準(zhǔn)T2譜上很難識(shí)別出油、水。如儲(chǔ)層以大孔徑孔隙為主，由于中等黏度原油的擴(kuò)散系數(shù)D比水的擴(kuò)散系數(shù)小的多，選擇合適的長(zhǎng)回波間隔TEL，水的T2譜會(huì)向減小的方向移動(dòng)更快，這樣在長(zhǎng)回波間隔的T2譜上，中等黏度油的T2譜會(huì)出現(xiàn)長(zhǎng)拖曳現(xiàn)象，移譜方法很適合這種情況下的流體性質(zhì)識(shí)別，而差譜方法因受短等待時(shí)間設(shè)計(jì)的局限，在該情況下無法使用（見圖4）。當(dāng)中等黏度原油儲(chǔ)存于以中－小孔徑孔隙為主的儲(chǔ)層時(shí)，移譜和差譜都能夠很好地識(shí)別油、水，這種實(shí)例很多，也是核磁共振最適合的使用情況；但對(duì)于低孔隙度低滲透率和致密儲(chǔ)層，孔隙結(jié)構(gòu)以?。⒖诪橹?，如果儲(chǔ)層所含原油為中等偏輕質(zhì)，標(biāo)準(zhǔn)T2譜上油的T2會(huì)比水長(zhǎng)一些，以此定性識(shí)別油、水；而移譜、差譜方法都不可用；如果儲(chǔ)層所含原油為中等偏稠，用核磁共振測(cè)井識(shí)別油水完全失效。

圖4 中等黏度油儲(chǔ)存于以大孔徑孔隙為主的儲(chǔ)層時(shí)與水層在標(biāo)準(zhǔn)T2譜、移譜、差譜響應(yīng)特征對(duì)比圖

3．3 核磁共振測(cè)井識(shí)別稠油局限性分析

稠油是指地層條件下原油黏度大于50cP的原油。其T2分布位于短T2部分，往往與黏土和毛細(xì)管束縛流體信號(hào)疊合在一起，這并不代表稠油存在于小孔隙中，而是由于稠油的核磁共振特性使得它的T2分布位置位于標(biāo)準(zhǔn)T2譜的短T2部分（見圖1）。對(duì)稠油信號(hào)的識(shí)別只考慮短T2部分T2譜的形態(tài)特征及其在移、差譜條件下的變化即可。當(dāng)儲(chǔ)層含泥質(zhì)較多或微－小孔徑孔隙比較發(fā)育，所含稠油黏度超過120cP時(shí)，無法從標(biāo)準(zhǔn)T2譜上識(shí)別稠油；但如果儲(chǔ)層黏土束縛水和毛細(xì)管束縛水信號(hào)都很少，比較稠油層與水層標(biāo)準(zhǔn)T2譜上短T2部分T2分布形態(tài)和幅度大小可定性識(shí)別出稠油信號(hào)；當(dāng)儲(chǔ)層以大－中孔徑孔隙為主時(shí)，在移譜測(cè)量模式下選擇長(zhǎng)回波間隔TEL≥4．5ms，束縛水信號(hào)在長(zhǎng)回波間隔T2譜上可能消失，如果有稠油存在，由于稠油的擴(kuò)散系數(shù)很小，分子向顆粒表面擴(kuò)散能力也大大減小，即使是潤(rùn)濕相，也是以自由弛豫為主，它在長(zhǎng)、短不同回波間隔的T2譜上短T2部分的T2分布基本沒有變化，以此識(shí)別稠油和束縛水（見圖5）。

3．4 核磁共振測(cè)井識(shí)別天然氣局限性分析

這里的天然氣指的是地層條件下純氣層，不是溶解氣或凝析氣。氣體在靜止?fàn)顟B(tài)下極少以連續(xù)相存在，當(dāng)含水飽和度比較低時(shí)，水阻塞著孔喉，氣體則以孤立的氣泡狀態(tài)存在于孔隙中心，所以，氣體在巖石孔隙中總是非潤(rùn)濕相，只有自由弛豫和擴(kuò)散弛豫，沒有表面弛豫的影響［1，5］。盡管天然氣和液體之間的擴(kuò)散能力差異很大，但很少使用這一差異區(qū)分這2種流體［1］。一般來說，氣的T2值是非常小的。多數(shù)情況下，氣的T2成分可以占滿束縛水BVI窗口，當(dāng)使用較長(zhǎng)的TE時(shí)，氣體成分可能在T2譜上消失。當(dāng)儲(chǔ)層巖性較純，且以大－中孔徑孔隙為主時(shí)，在差譜模式下，依據(jù)長(zhǎng)、短等待時(shí)間下T2譜的差后信號(hào)幅度及所處位置可定性識(shí)別氣層（見圖6）。

圖5 稠油儲(chǔ)存于以大孔徑孔隙為主、黏土束縛水較低的儲(chǔ)層中與水層標(biāo)準(zhǔn)T2譜、移譜、差譜響應(yīng)特征對(duì)比圖

圖6 大－中孔徑孔隙儲(chǔ)層氣層、水層核磁共振測(cè)井響應(yīng)特征圖

4 結(jié) 論

（1）核磁共振測(cè)井技術(shù)能夠識(shí)別儲(chǔ)層流體性質(zhì)是毫無疑問的，但有一定的適用條件和局限性，孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)水的弛豫特性的影響和原油黏度對(duì)油的弛豫特性的影響是造成核磁共振評(píng)價(jià)儲(chǔ)層流體性質(zhì)不成功的主要因素。

（2）用核磁共振測(cè)井技術(shù)識(shí)別輕質(zhì)油氣層，在大孔徑孔隙情況下，標(biāo)準(zhǔn)T2譜和差譜不能用，移譜基本不能使用，但在孔隙結(jié)構(gòu)較為均勻的儲(chǔ)層條件下，設(shè)計(jì)好長(zhǎng)回波間隔TEL時(shí)，移譜可以使用；在中－小孔徑孔隙情況下利用標(biāo)準(zhǔn)T2譜和差譜可以很好地識(shí)別輕質(zhì)油層和水層；超低孔隙度低滲透率、致密油藏可利用標(biāo)準(zhǔn)T2譜識(shí)別輕質(zhì)油層，移、差譜不能用。對(duì)于礫巖、含礫砂巖儲(chǔ)層，核磁共振測(cè)井技術(shù)很難區(qū)分輕質(zhì)油層和水。

（3）用核磁共振測(cè)井技術(shù)識(shí)別中等黏度油層，在大孔徑孔隙情況下，標(biāo)準(zhǔn)T2譜和差譜不能用，移譜很好用；在中－小孔徑孔隙情況下，標(biāo)準(zhǔn)T2譜不能用，移、差譜都很有效；低孔隙度低滲透率、致密油藏情況下，如果儲(chǔ)層所含原油在中偏輕質(zhì)油時(shí)，標(biāo)準(zhǔn)T2譜可以用，差譜基本沒有信號(hào)，如果儲(chǔ)層所含原油在中偏稠油時(shí)，核磁共振測(cè)井技術(shù)無法區(qū)分油、水。

（4）用核磁共振測(cè)井技術(shù)識(shí)別稠油層，當(dāng)儲(chǔ)層黏土和毛細(xì)管束縛流體信號(hào)很少的時(shí)候，用標(biāo)準(zhǔn)T2譜可定性識(shí)別稠油信號(hào)，移譜、差譜都不好用；當(dāng)儲(chǔ)層黏土和毛細(xì)管束縛流體信號(hào)較多的時(shí)候，標(biāo)準(zhǔn)T2譜和差譜都不好用，移譜在設(shè)計(jì)好長(zhǎng)回波間隔TEL時(shí)，可以使用，一般選擇TEL≥4．5ms；當(dāng)?shù)貙訔l件下原油黏度大于120cP，儲(chǔ)層以小孔徑孔隙為主時(shí)，應(yīng)用核磁共振測(cè)井難以有效評(píng)價(jià)稠油儲(chǔ)層。

（5）用核磁共振測(cè)井技術(shù)識(shí)別純天然氣層時(shí)，一般不使用移譜測(cè)量模式，當(dāng)儲(chǔ)層以大－中孔徑孔隙為主時(shí)，用標(biāo)準(zhǔn)T2譜與差譜模式結(jié)合可識(shí)別氣層，低孔隙度低滲透率氣層或致密氣層不建議進(jìn)行核磁共振測(cè)井。

［1］鄧克?。舜殴舱駵y(cè)井理論及應(yīng)用［M］．東營(yíng)：中國(guó)石油大學(xué)出版社，2010．

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