因此在岩石核磁共振测量中，一般进行T2弛豫时间测量。
岩石多孔介质是由不同大小孔道组成，存在多种指数衰减过程，总的核磁弛豫S(t)为这些弛豫的叠加： S(t)= ∑Ai exp(-t／T2i )
T2i--第i类孔隙的T2弛豫时间;
Ai--弛豫时间为T2i的孔隙组份所占的比例，对应于岩石孔隙内在的比表面 S／V或孔隙半径的分布比例。
实际核磁共振测量中，获取的是T2衰减叠加曲线，总的衰减信号是许多孔隙中流体衰减信号的叠加，采用现代数学反演技术，可以计算出不同大小孔隙中的流体所占的份额，即所谓的弛豫时间谱。
弛豫时间谱纵坐标表示岩心不同弛豫时间组分占有的份额。较大孔隙对应的弛豫时间较长，较小孔隙对应的弛豫时间较短。
弛豫时间谱的油层物理含义为岩心中不同大小的孔隙占总孔隙的比例。从弛豫时间谱中可以得到丰富的油层物理信息。 核磁共振岩心分析参数 岩石孔隙度
弛豫时间谱积分面积的大小，与地层岩心中所含流体的多少成正比，只要对弛豫时间T2 谱进行适当的刻度，即可获得地层岩心的核磁孔隙度。
岩石中不同类型孔隙中的流体具有不同的弛豫时间,采用核磁共振方法可以得到岩石的粘土束缚孔隙度(微孔)、毛细管束缚孔隙度（小孔隙）以及可动流体孔隙度（大孔隙），对裂缝、溶洞型岩石还可得到裂缝、溶洞孔隙度。 岩石可动流体及束缚流体饱和度
弛豫时间谱实际上代表了地层岩石孔径分布情况，而当孔径小到某一程度后，孔隙中的流体将被毛管力所束缚而无法流动，因此在弛豫时间谱上就存在一个界限，当孔隙流体的弛豫时间大于某一值时，流体为可动流体，反之为不可动流体。这个弛豫时间界限，常被称为可动流体截止值。 岩石渗透率
既然弛豫时间谱代表了地层岩石孔径分布，而地层岩石渗透率又与孔径(孔喉)有一定的关系，因此可以从弛豫时间谱中计算出地层岩心渗透率，这种计算一般采用一些经验公式来进行。 岩石孔径分布
从油层物理中可知，对球形孔隙模型比表面s／V = 3／r，对管束孔隙模型比表面s／v =2／r(r表示孔隙半径)，因此有： rpore=cT2
c为转换系数，因此从弛豫时间谱T2谱上可以得到岩石孔隙半径的分布情况。 （2） 储层流体的核磁共振特征
岩石核磁信号来自于岩石孔隙流体的氢核。不同储层地层水矿化度不同，地层原油组成和粘度也不同，因此，有必要通过室内研究了解地层水矿化度、原油组成和粘度等对核磁共振信号及弛豫时间的影响程度。 地层水矿化度(不含顺磁离子)对核磁共振信号大小、 T1 、T2弛豫时间影响均很小。高矿化度条件下的信号强度、 T1 、T2值略小于纯净水状态，但相差均不超过5％。
T1 、T2随粘度的增加而缩短，而且T2的变化要比了T1剧烈。粘度对T1 、T2的影响要比矿化度的影响大得多。因此，在实际解释中应该考虑原油粘度的影响，特别是当原油粘度大于30mPa.s后，T2 弛豫时间很短，这会对可动流体计算精度造成较大影响。
（3）核磁共振T2谱响应特征
岩石饱和水状态下的T2谱在油层物理中的含义是岩石内部的孔隙大小分布,因此分析T2谱的特征，可以了解到很多岩石孔隙结构信息。
不同岩性的岩石T2谱具有的响应特征： 砂岩岩石的T2谱呈双峰态； 泥岩的T2谱通常呈单峰态；
砾岩的T2谱通常呈三峰态，由于砾石表面孔隙较大，其中流体的弛豫时间较长，因此T2谱中最右边T2弛豫时间值较大的峰反映的是砾石表面孔隙，其与岩石内其它孔隙之间孔径大小连续性较好；
带有裂缝的岩石T2谱通常呈三峰态，T2谱中最右边T2弛豫时间值较大的峰反映裂缝孔隙，由于裂缝孔隙通常比岩石内的其它孔隙要大得多，裂缝孔隙与岩石内其它孔隙之间孔径大小连续性较差，因此裂缝孔隙峰与其它峰之间的连续性也较差，T2弛豫时间值差别较大。
对于带有溶洞的岩石，其T2谱通常也呈三峰态，最右边T2弛豫时间值很大的峰反映的是溶洞孔隙，由于溶洞孔隙很大，溶洞孔隙与岩石内其它孔隙之间孔径大小没有连续性，因此溶洞孔隙峰与其它峰之间也就没有连续性，溶洞孔隙内流体的T2弛豫时间与流体自由状态下的T2弛豫时间值接近（水在自由状态下的T2弛豫时间约为2.6s）。 （4） 砂岩孔径分布与T2谱的关系
T2谱的横坐标是T2弛豫时间，这是一个物理概念，要想从T2谱中了解岩石的真实的孔径大小分布并将其应用到油田开发中，就必须将T2弛豫时间换算成以长度为单位的孔隙半径。
根据核磁共振原理，砂岩的核磁共振T2弛豫时间分布与其孔隙半径分布有密切的联系，它们的对应关系体现为： 1/T2=ρ2(S/V)
r= cT2 (c为转换系数)
因此，核磁共振弛豫时间分布可以换算成以长度为单位的孔隙半径分布。
综合岩心分析结果表明：砂岩的核磁共振T2谱与压汞获得的孔径分布形状相似。因此可采用将T2谱的横坐标乘以一个换算系数的方法获得孔径分布。
将核磁共振T2弛豫时间分布与常规岩石压汞孔径分布相结合，求得其转换系数c后，就可以将核磁共振T2弛豫时间分布换算成以长度为单位的孔隙半径分布。
换算系数c的大小具有地区经验性，国内油田砂岩c值分布在0.01-0.1m/ms，但对同一油田相同层位的岩石c值通常很接近。
核磁孔隙度的影响因素
随着回波时间的延长，核磁总孔隙度减小，减小的程度与岩石的粘土含量有关。
对粘士含量较高的岩石而言，只有当回波时间小于0.3ms时，核磁共振岩心分析才能算出岩石的总孔隙度。
对含粘士的岩石，只有当回波时间小于0.3ms时，核磁共振岩心分析才能测出岩石的全部粘土束缚水信号,并获得真实粘土束缚水孔隙度。
由于现场核磁共振测井所能采用的最短回波时间仅为0.6ms，因此对粘土含量较高的储层而言，核磁总孔隙度通常小于储层真实孔隙度，两者之间的偏差与储层粘土含量有关。 （7）核磁渗透率
岩石渗透率受岩石孔喉大小的控制,核磁共振可以提供岩石孔径分布信息,也就可以用来确定岩石渗透率。 核磁渗透率计算的经验公式：
① Knmr1=(υnmr/C1)4(BVM/BVI)2 (Coates模型，美国NUMAR公司) ② Knmr2=C2×υnmr4×T2g2 (SDR模型，斯伦贝谢公司) ③ Knmr3=C3×υnmr2×T2g2 (王为民等） ④ Knmr4=C4×υnmrm×T2gn (王为民等）
BVM—可动流体百分数；BVI—束缚流体百分数；C1、C2 、C3—待定系数，通过室内岩心分析确定，其值大小有地区经验性。
T2g—T2几何平均值（ms）
(8)低磁场条件下天然气的核磁共振特性
在天然气勘探和开发中必须重视的一种物理现象是：在相同体积条件下天然气中氢核的数目要小于油、水，即天然气的含烃因子小于油、水的含烃因子。
在核磁共振测井解释过程中，如果不对天然气的含烃因子进行校正，会导致地层孔隙度和含气饱和度解释结果偏低。 研究天然气的含烃因子、T1弛豫时间随温度、压力的变化规律，目的是指导核磁共振测井解释。 不同压力、温度条件下天然气的含烃因子和T1弛豫时间的实验结果： 七、裂缝应力敏感性实验评价方法 1. 裂缝应力敏感性效应
在断块油气藏和裂缝性油气藏的开采过程中，对断层或者裂缝随所处的应力环境、地层流体压力变化而动态变化的特征和规律性的认识是十分重要的问题。
目前，对于该问题的研究主要有以下几方面：
①微观上,以Hertz弹性接触模型为依据,从理论上研究裂缝与应力的作用机理及其闭合机理； ②利用数值模拟计算方法分析裂缝的闭合接触机理；
③从室内岩心模型测试分析和试井分析来研究裂缝渗透率随压力变化的规律。
前两方面的研究理论意义大,但模型常需满足特定的假设条件，难以满足实际储层的复杂条件。所以室内岩心模型测试分析仍然是目前最常采用的手段之一。
裂缝应力敏感性评价方法的基本考虑为：裂缝两个表面之间只有少量的岩石骨架支撑，在未受到外在环境条件影响时，裂缝处于原始状态。
当钻开产层并投入降压开发过程中，垂直于裂缝表面的地应力会增加，它可能使处于原始开启状态的裂缝闭合或变小； 在油气井开采过程中，如果孔隙给裂缝的供油气速度变低，也可能使裂缝中流体压力下降，从而使裂缝趋于闭合。 2. 裂缝应力敏感性实验
裂缝物理模型（岩心）的制备 直接取含有天然裂缝的岩心；
根据研究区典型裂缝特征，用全直径岩心人工造缝。人造缝的方法很多，可用材料试验机压出裂缝，或用锐利刀具沿岩心轴向劈开造缝；根据实际储层裂缝面的侧向封闭条件，在缝内填充不同类型的限制渗透性的填充材料，控制裂缝宽度，然后固定岩心，制成各种可供测试研究的裂缝物理模型。 裂缝应力敏感评价程序
1）选取带有天然裂缝或人造裂缝的岩心；
2）根据井深和压力梯度（或实际地层压力、温度值）计算测量应施加的有效应力和温度；
3）使用可以模拟不同地层环境相应的压力（围压、孔隙压力）和温度条件的试验系统进行流动测试，测试介质类型可变。
试验系统可对模型进行加-卸围压循环的流动测试，了解不同净围压变化历程下裂缝闭合、开启的条件和变化规律。 试验系统也可定围压，变化孔隙内压，测试模型的渗透率变化，研究地层流体压力变化对裂缝闭合、开启条件及规律的影响。
4）在渗透率和有效应力坐标系中作图并进行计算机拟合，采用数学模型计算相应有效应力下的裂缝宽度。 （3）裂缝应力敏感性规律(实验结果)
随着有效应力的增加，初期裂缝渗透率急剧下降，应力敏感严重，至一定压力以后渗透率下降幅度逐渐减小趋于平衡。 初始裂缝越宽的岩心，应力敏感越严重，即大裂缝容易闭合。虽然大裂缝容易闭合，但最终大裂缝仍有较高的渗透率，而小裂缝的最终渗透率则很低。
渗透率的变化与裂缝的宽度有关，裂缝宽度愈大，则渗透率的变化越明显。
当储层岩石的应力敏感性较强时，在油气田的开发中，应当避免过大的压差生产，以免造成裂缝提前闭合而影响产量。 裂缝闭合滞后效应
研究裂缝随上覆压力变化的滞后问题，是通过对同一样品作了加压和卸压过程的渗透率测试来实现。
裂缝通常都具有闭合滞后效应，即随着上覆压力的增加，裂缝的渗透率和宽度都急剧下降，但当逐点降低上覆压力时，渗透率却未能恢复到原始值。
裂缝的这种闭合滞后效应是缝面微凸体在压力下塑性变形造成的。国内外许多学者的研究认为，缝面微凸体即使产生微小的塑性变形，也会造成很强的裂缝闭合滞后效应。
施压过程中，在低应力作用下，裂缝两表面接触的微凸体少，这些微凸体承受了所有的应力；由于砂岩中含有一些粘土矿物且相对较软，所以容易产生塑性变形，从而使得裂缝宽度下降较快。当围压增大后，岩心两表面间的接触面增大，抵抗围压的能力也增加，所以裂缝宽度下降变缓。
卸压时，已发生塑性变形的部分不能完全恢复，从而使得裂缝宽度的增量较小，渗透率也就不可能恢复到原始值。 裂缝的闭合滞后程度与岩石类型、裂缝形态、缝面结构、缝内填充物的类型及分布有十分密切的关系。 3.计算裂缝宽度的数学模型
裂缝宽度随有效应力的变化取决于裂缝两个表面的粗糙度和接触点的个数。
对于裂缝表面的粗糙情况，可考虑成不同的几何形状（以充填物粒度分布情况而定），如：半球形轴衬、锥形、契形或者是具有不同高度和横截面积的杆等；对于半球形用半径、锥形用角锥度、契形用契形角来表示。
对于每一种几何形状的材料其弹性性质是可以知道的，如对半球形可用赫兹解。这里把考虑各种形状的粗糙情况而建立的力学模型称作“杆状”（或柱状）模型。 参数求取的步骤
实测岩心上都有一条随机的裂缝；
测定不同有效应力P(x)i下含缝岩心的渗透率Ki；
绘制裂缝渗透率K与有效应力P(x)之间的实测关系曲线； 拟合曲线得到（-α）和s（=lnd）的估计值从而求取K0 ； 根据P(x)i、Ki和K0可求得PI和m ；
由岩心直径D和零应力时的裂缝渗透率K0 ，求出裂缝宽度w0 ； 根据m、w0和PI，即可求出任意有效应力下裂缝宽度的理论值w 。 裂缝宽度预测模型的实验验证
在相应的有效压力下将有机玻璃灌进岩心，让其快速固化，然后制成薄片，即可在镜下准确地测量出裂缝宽度。 八、气藏产能模拟技术 储层产能模拟思路
根据储层类型，例如孔隙性储层和裂缝-孔隙性储层两类来模拟。
在实验模拟中，选择储层井下岩心，首先对无裂缝岩心作全模拟降压开采实验，然后将岩心造缝，再作全模拟降压开采实验，分别确定两种孔隙介质储层的单井产能。 实验程序
将岩心装入岩心室，驱替法造原始水饱和度； 密封岩心室，并将岩心饱和高压气；
保持模拟的上覆压力、地层温度、地层压力一小时以上； 通过回压建立模拟生产压差（由低到高）； 测定相应的气体流速；
将气体流速转换成单井每米有效厚度下的日产气量。 产量转换
设实验室岩心气体流速为QR，岩心渗流面积为A,单井日产气量为Q,有效厚度内气体渗流面积为2πrH，则：Q=(2πrHQR)/A
如果采用深穿透射孔方式完井，采用混和单位代入后: Q=142HQR (M3/d)
式中r为射孔孔眼端部至井中心距离，cm；H为储层有效厚度，米。 （4）结果应用
确定单井产量与产层厚度和储层类型以及物性间的关系
统计孔隙性气藏各种孔隙度条件的单井每米日产气范围，按一定的有效厚度，合理生产压差，计算单井日产气量； 去除孔隙度小于某个下限（如3%）的结果，再作统计。
统计含裂缝气藏各种孔隙度条件的单井每米日产气范围，按一定的有效厚度，合理生产压差，计算单井日产气量； 去除孔隙度小于某个下限（如3%）的结果，再作统计。 确定储层工业产气下限
确定孔隙度大于下限（3%）的孔隙性储层，达到产工业产气标准（1×104m3）时所需的有效厚度（15-20米）、生产压差（＞4MPa）；
确定孔隙度大于下限（3%）的裂缝性储层，达到产工业产气标准（1×104m3）时所需的有效厚度（10-20米）、生产压差（＞0.5-2MPa）。
表中是孔隙度大于3%的3个基质样品根据井深3000—4000米，日产1×104m3工业气标准，当生产压差由1MPa至5MPa变化时，所需的产层厚度计算表。可以看出，当孔隙度大于3%，渗透率大于0.05×10-3μm2，产层厚度大于10-16米，生产压差大于5MPa即可达到产工业气标准。 一、毛管力在油气勘探中的作用
毛管力的概念在油气运移、聚集以及勘探方面有广泛的应用。运用毛管力知识不仅可以预测屏障层的阻挡能力，以及预测储集层中所捕集的油柱高度，还可以对一个地区是否有利于进行勘探做出评估。 找油中的工程概念
在寻找工业性油气田的过程中，在依靠常规地质方法和地球物理方法的同时，也需要引进一些工程概念并用它来帮助找油。所谓工程概念是指:(1)毛管力和相对渗透率的概念;(2)物质平衡法计算的概念；本部分主要研究毛管压力和相对渗透率在找油中的作用。
石油经历二次运移并在圈闭中聚集时，有以下三个过程： ①储集层原始是被水所充满的；
②水部分地被油所置换，石油逐渐聚集在油捕中；
③水的排驱并不完全，为了使毛管压力和重力达到平衡，要残留不同的水量。
根据石油运聚过程，在构造的垂直剖面上，储集岩的水饱和度会有明显的、规律性的变化。在油水界面上有一个过渡区，过渡区中油水同产，在过渡区以上即可生产纯油。
当孔隙空间的水饱和度超过一定值时，石油会停止流动。相反，当隙间水饱和度低于“临界水饱和度”时，储集层中只有石油流动。
过渡区的宽窄取决于储集岩的孔隙结构特征和油水的密度差。在一个储集层中，如果完全是过渡区，该层不可能生产纯油。而当过渡区与构造的闭合高度相比是很小时该层就具有相当厚的层段可以生产纯油。
提出储集岩要生产纯油所必须的要求的一定的闭合高度，这个闭合高度是受岩石的孔隙度、渗透率及油水密度差的控制。
在一个构造中,由于岩石物性变化的影响，可以造成不规则的或倾斜的油水接触面，当然也造成了生产纯油的层段是不规则的。
在一般的储集层中，由于毛管力所造成的这种影响大体上可以正比于 ? K 值，也就是说，可以根据 ? K 值来大致估计所需要的闭合高度以及油水分布的实际情况。
控制储集岩所需要的闭合高度的另外一个因素就是油水密度差，水在毛细管中上升的高度无疑还与水面上各种油柱的重量有关。
图中表示了三种流体系统的密度差及其所需的最小闭合度。在储层岩石物理性质相同情况下，气-盐水系统所需闭合高度最小，这也是大部分气藏可以生产纯气的原因。
每个圈闭都可以根据储集岩岩样孔喉大小分布测定及该层油水性质，计算出所需的最小闭合度。当实际储层的闭合度很不充分时，可以避免不必要的钻井。
将这些工程概念引入石油勘探中，便可以寻找出在找油中的有利因素和不利因素；以及遇到不利因素可能的补偿。 工程概念在找油中提出的有利和不利因素 A.不利因素 1.低渗透率 2.低密度差 a.淡地层水 b.高比重油 3.小的垂直闭合度 B.有利因素 1.高渗透率； 2.高密度差： a 浓盐水 b.低比重油或气 3.大的垂直闭合度 对于所遇到的不利因素可能的补偿：
A-1 低渗透率，可以由B-2或者B-3来补偿； A-2 低密度差，可以由B-1或者B-3来补偿；
A-3 小的垂直闭合度，可以由B-1或者B-2来补偿。 2.毛细管作用在石油运移和屏障中的应用 毛细管过滤作用
勘探地层圈闭的关键是寻找“楔形渗透带”。每个沉积盆地的边缘都有无数公里长的这种楔形渗透带，但并非所有的地层圈闭都有油。
为什么有些尖灭带里有油而有些却只有水呢？可以认为是从压实的沉积物中流出来的水，把该层中呈分散或溶解状态的油带了出来而聚集在储集岩中。
如果载着油的水被挤入孔隙比油滴小的孔隙介质里，就会产生毛细管过滤作用。因为水里的油滴不会进入润湿水的粉沙岩或者页岩的小孔隙中，所以它就从流动的液流中被分离出来。
在沉积过程中，页岩压实时就会把孔隙中的水挤出来，顺着阻力最小的通道流走。流动通道可能会横穿一个透镜状砂岩层(A),因为砂岩的渗透性比页岩要大得多。
如果此砂岩是组成楔形渗透带的一部分，水还会在其上倾的端部重新流进去；在这里，油滴会被挤出而开始聚集。如果没有毛细管阻力(B),油不会聚集，油同水一起将经过颗粒较粗的地层而散失。
一部分水将顺着不整合面流出，如上面覆盖有页岩或其它细粒岩层而使该处的渗透性减小，油也可能会被滤出。 按此假设, 油藏将在有大量水经过毛细管过滤层的地方出现。因此,在石油运移时期作为毛细管屏障的楔形带应该是含油的；可能的圈闭将在大部分水通过的地方。
所以，在勘探地层圈闭时，应该追溯一下过去油、气、水初次运移时的途径。 （2）油气是从高能地区向低能地区流动
油气具有的能量与它们的位置及环境有关，以单位质量度量时，它可以称为流体在任一点的位能。
当地下某处某流体的位能不是常数时，有不平衡的力将作用于流体，使流体向位能减小的方向流动。因此，呈分散状的油气在地下会从高能地区向低能地区运移，最终停止在构成圈闭的位置上。大多数石油圈闭都在低位能的地区，同时被高位能地区和不渗透的屏障所包围。 一般而言，页岩与砂岩间存在毛细管压力差，通过其分界面，石油能够从页岩流到砂岩,除了粘滞阻力外,没有其它障碍。 允许油气进入的压力可以分为各种不同的等级：页岩、粉砂岩、页状砂岩至颗粒越来越大的砂岩。
当油气聚集时，油气藏向上压力会增加，如果超过了低渗透屏障层的排驱压力，油气将流过这个屏障。在储集层与屏障之间毛细管压力差值可以控制油气柱的高度；同时也控制了油气聚集的横向范围。
高的排驱压力不是低孔隙度或无孔隙的同义语。例如：某些构成圈闭屏障的页岩可能比邻近含油气储层具有更多的孔隙。孔隙的大小及它们的连通形状才是重要的因素，而不是孔隙的总量。 （3）关于临界喉道的论述
圈闭的必要条件是能够容纳大量石油的储集层必须与作为屏障的地层共存，能从三维空间有效地把一定容积的低位能岩层封闭起来。而且这种圈闭必须在合适地时间与地点形成，以便阻断运移的石油。