第 38 卷第 1 期地质勘探 49 致密气核磁共振测井观测模式及气水弛豫分析以四川盆地为例张筠 1 吴见萌 1 朱国璋 2 1. 中石化西南石油工程有限公司 2. 中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院摘要四川盆地致密储层岩性储集类型复杂, 隐蔽性与非均质性强, 气水关系难以准确评价

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俸国
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1 49 致密气核磁共振测井观测模式及气水弛豫分析以四川盆地为例张筠 1 吴见萌 1 朱国璋 2 1. 中石化西南石油工程有限公司 2. 中国石油川庆钻探工程公司开发研究院摘要四川盆地致密储层岩性储集类型复杂, 隐蔽性与非均质性强, 气水关系难以准确评价核磁共振测井方法可以解决常规测井的多解性问题, 实现对储层流体性质的准确评价为此, 针对该盆地致密储层特征, 开展核磁共振测井观测模式对比分析, 依据不同观测模式的核磁共振测井信息, 结合试验井测试资料, 优选了核磁共振测井观测模式 ; 进而以岩石弛豫特征和气水弛豫特征为理论基础, 对已测试的致密储层 T 2 气水弛豫特征进行分析, 剖析致密储层受孔隙度孔径尺寸流体性质等因素影响的 T 2 横向弛豫分布谱研究结果认为 :1 D9TWE3 为四川盆地致密储层最合适的核磁共振测井观测模式 ;2 储层致密化是致密碎屑岩储层气水弛豫分布特征的主要影响因素, 致密砂岩储层气水弛豫分布特征为天然气的 T 2 弛豫时间比水的 T 2 弛豫时间长 ;3 缝洞型碳酸盐岩储层气水弛豫分布特征为气层的 T 2 分布谱右峰靠前水层的 T 2 分布谱右峰靠后结论认为, 所形成的四川盆地致密砂岩储层和碳酸盐岩储层的 T 2 气水弛豫判别标准, 能有效甄别出孔隙度介于 4% ~ 10% 的致密储层流体性质, 为四川盆地致密储层的气水识别天然气储量计算产能建设提供了技术支撑关键词四川盆地致密砂岩碳酸盐岩核磁共振测井观测模式岩石弛豫气水弛豫流体性质 DOI: /j.issn NMR logging activation sets selection and fluid relaxation characteristics analysis of tight gas reservoirs: A case study from the Sichuan Basin Zhang Yun 1, Wu Jianmeng 1 & Zhu Guozhang 2 (1. Sinopec Xinan Oilfield Service Corporation, Chengdu, Sichuan , China; 2. Geological Exploration and Development Research Institute, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co., Ltd., Chengdu, Sichuan , China) NATUR. GAS IND. VOLUME 38, ISSUE 1, pp.49-55, 1/25/2018. (ISSN ; In Chinese) Abstract: With complex lithology and reservoir types, as well as high concealment and heterogeneity, tight reservoirs in the Sichuan Basin involve significant uncertainties in gas water relationship. Since NMR logging can effectively solve problems related to the multiple results of conventional logging operations, it can be deployed for accurate assessment of the properties of formation fluids. Accordingly, different NMR logging activation sets were assessed in accordance with the specific features of tight reservoirs in the basin. With consideration to NMR logging data obtained under different activation sets and testing data of wells, the optimal NMR logging activation set was identified. Moreover, with relaxation characteristics of rocks, gas and water as theoretical foundations, the T 2 gas and water relaxation characteristics were reviewed to highlight the impacts of porosity, pore sizes, fluid properties and other factors of tight reservoirs on T 2 horizontal relaxation distribution. According to the research results, D9TWE3 can be seen as the most suitable NMR logging activation set for tight reservoirs in the Sichuan Basin; reservoir tightness is the key influence factor for the distribution of gas/water relaxation in tight clastic reservoirs; generally, in tight sandstone reservoirs, natural gas shows a longer T 2 relaxation time than water; in fracture-vug type carbonate reservoirs, the right peak of T 2 distribution spectrum of gas layers is frontal, while the right peak in T 2 distribution spectrum of water layers is backward. In conclusion, the standards for gas/water relaxation in tight sandstone and carbonate reservoirs in the Sichuan Basin can help effectively determine the physical properties of fluids in tight reservoirs with porosity of 4 10%. Such standards provide reliably technical supports for gas/water identification, reserves estimation and productivity construction in tight reservoirs of the Sichuan Basin. Keywords: Sichuan Basin; Tight sandstone; Carbonate; NMR logging; Activation set; Rock relaxation; Gas/water relaxation; Fluid property 基金项目 : 国家科技重大专项大型油气田及煤层气开发下属二级专题四川盆地碎屑岩储层测井识别与综合评价技术研究 ( 编号 :2008ZX ) 作者简介 : 张筠, 女,1964 年生, 教授级高级工程师, 硕士 ; 一直从事测井技术及相关研究工作, 享受国务院政府特殊津贴, 获中国地质学会首届优秀女地质科技工作者称号地址 :(610041) 四川省成都市高新区吉泰路 688 号电话 :(028) ORCID: zhangyunzhy@163.com

2 50 天然气工业 2018 年 1 月四川盆地天然气资源丰富, 随着勘探进程的纵深推进, 勘探对象的日趋复杂, 致密砂岩碳酸盐岩等致密储层已成为新时期的重点勘探目标四川盆地致密储层非均质性强, 储层物性较差, 绝大多数孔隙度小于 10%, 渗透率低于 0.1 md, 属于致密或极致密储层, 储层具有复杂的气水关系针对四川盆地致密储层特征, 气水差异识别是致密储层评价的难点核磁共振测井能正确评价致密砂岩碳酸盐岩等致密储层的流体性质 [1-2], 但前提是必须选择合理的核磁共振测井观测模式笔者以岩石弛豫特征和气水弛豫特征为理论基础, 形成了四川盆地致密砂岩和碳酸盐岩储层的 T 2 气水弛豫判别标准, 能有效甄别出孔隙度 4% ~ 10% 的致密储层的流体性质, 为四川盆地致密储层的气水差异识别天然气储量计算产能建设提供了重要的技术支撑 1 核磁共振测井观测模式选择 MRIL_P 型核磁共振观测模式有 4 种, 即单 TW/ 单 TE 模式双 TW/ 单 TE 模式单 TW/ 双 TE 模式和双 TW/ 双 TE 模式这 4 种观测模式为 P 型核磁在不同的油气藏条件不同的观测目标中的应用奠定了基础, 针对不同的储层不同的油气藏类型不同的勘探目标层位, 应选择较为合适的观测模式进行测量 [3] 目前, 四川盆地上三叠统须家河组致密碎屑岩开展了多次核磁共振测井观测模式对比试验以某 10 井须家河组观测模式对比为例, 共进行了 4 种观测模式的测井资料采集 [4], 主要包括 D9TW3 D9TWE1 D9TWE2 及 D9TWE3, 这 4 种观测模式对应着不同的等待时间和回波间隔 ( 表 1) 研究中, 分别对不同测量模式的核磁测井资料进行了处理, 其对比分析如下表 1 MRIL-Prime 测井仪 4 种观测模式及其基本参数表观测模式 TW/s TE/ms NE/m D9TW3 D9TW3ABC 13.0/ D9TWE1 D9TWE2 D9TWE3 D9TWE1ABC 13.0/ /500 D9TWE1ADC / /250 D9TWE2ABC 13.0/ /500 D9TWE2ADC / /166 D9TWE3ABC 13.0/ /500 D9TWE3ADC / / 双 TW/ 单 TE 与双 TW/ 双 TE 观测模式对比某 10 井须家河组储层在 ~ m 共进行了两种观测模式的核磁测井信息采集, 即 D9TW3 和 D9TWE3, 这两种观测模式所对应的采集参数显示 A 组长等待时间和 B 组短等待时间一致, 但回波间隔存在明显差异,D9TW3 观测模式所对应的 A B 组回波间隔为 3.6 ms,d9twe3 观测模式所对应的 A B 组回波间隔为 0.9 ms 该储层段谱分布特征表明 : 当采用 D9TW3 观测模式采集时, 其对应的回波间隔较大, 长短等待时间 T 2 分布谱所表现出的特征是右边界左移,T 2 谱分布范围变窄, 差谱显示可动烃信息微弱 ; 当采用 D9TWE3 观测模式采集时, 对应的回波间隔较小, 长短等待时间 T 2 谱分布范围宽, 差谱显示可动烃信息较强 ( 图 1) 依据长等待时间 T 2 分布谱, 利用 D9TW3 观测模式计算的可动流体信息主要以可动水为主, 利用 D9TWE3 观测模式计算的可动天然气信息较 D9TW3 观测模式计算的可动天然气信息多该储层段经套管射孔加砂压裂测试, 获得天然气产量 m 3 /d, 水产量 6.2 m 3 /d, 该层应评价为气水同层 [5] 综合对比分析认为,D9TWE3 观测模式所反映出的储层可动流体信息与实际测试情况一致, 因此,D9TWE3 观测模式好于 D9TW3 观测模式 1.2 双 TW/ 双 TE 观测模式对比本次研究试验了双 TW/ 双 TE 模式中的 D9TWE1 D9TWE2 D9TWE3 等 3 种观测模式的核磁测井原始资料采集及回波信号分析, 这 3 种观测模式均有足够长的等待时间, 即 TW = 13.0 s, 其自旋回波信号已完全恢复到平衡状态由于恢复时间

51 图 1 某 10 井须家河组观测模式对比图 (1 in = 25.4 mm,1 ft = 0.304 8 m, 下同 ) 受测井速度的影响, 因此, 试验井采用的 3 种观测模式测井速度均控制在 1.

3 51 图 1 某 10 井须家河组观测模式对比图 (1 in = 25.4 mm,1 ft = m, 下同 ) 受测井速度的影响, 因此, 试验井采用的 3 种观测模式测井速度均控制在 1.5 m/s, 其目的是使孔隙中的氢核完全极化考虑核磁共振测井受到等待时间回波间隔的影响,3 种观测模式的长等待时间短等待时间回波间隔 ( 即双 TW) 保持一致, 故得到的差谱信息也基本一致由于四川盆地致密储层以天然气为主, 因此, 扩散系数起主要作用, 为了突出致密储层的天然气信息, 主要依据 D9TWE1 D9TWE2 D9TWE3 等 3 种观测模式的双 TE 的差异, 结合试气资料, 对致密气层段的核磁原始回波信号进行处理对比分析, 以此选择最合适的观测模式其目的是能有效甄别出孔隙度 4% ~ 10% 的天然气信息, 正确评价四川盆地致密碎屑岩碳酸盐岩等致密储层的流体性质以试验井某 10 井致密储层 ~ m 为例 ( 图 2), 岩性为灰色细砂岩, 气测全烃由 0.85% 上升到 %, 孔隙度为 4% ~ 10% 该储层段共进行了 D9TWE1 D9TWE2 D9TWE3 等 3 种观测模式的核磁测井原始回波信号采集, 这 3 种观测模式所对应的采集参数显示 A B 组等待时间回波间隔和 D 组等待时间均一致, 唯有 D 组长回波间隔有所差异, 这 3 种观测模式的 D 组长回波间隔分别为 1.8 ms 2.7 ms 和 3.6 ms( 表 1) 从 3 种核磁共振测井观测模式采集的回波信号处理成果对比来看 ( 图 2), 储层段 ~ m 采用 D9TWE3 观测模式采集的回波信号, 经解谱后,D 组的长回波间隔 T 2 分布谱相对于 A 组的短回波间隔 T 2 分布谱向减小的方向偏移, 且整体的偏移量较大而采用 D9TWE1 D9TWE2 观测模式得到的 D 组的长回波间隔 T 2 分布谱和 A 组的短回波间隔 T 2 分布谱基本一致, 无明显差异, 无含气指示特征而该储层段完井测试获天然气产量 m 3 /d 因此, 依据 D9TWE3 观测模式的处理结果所判别的

52 天然气工业 2018 年 1 月图 2 某 10 井致密储层 3 种观测模式的核磁测井原始资料采集及处理对比分析图储层流体性质与测试结论一致, 综合判别 D9TWE3 观测模式优于 D9TWE1 D9TWE2 观测模式同样, 储层段 4 525.5 ~ 4 538.

4 52 天然气工业 2018 年 1 月图 2 某 10 井致密储层 3 种观测模式的核磁测井原始资料采集及处理对比分析图储层流体性质与测试结论一致, 综合判别 D9TWE3 观测模式优于 D9TWE1 D9TWE2 观测模式同样, 储层段 ~ m 采用 D9TWE3 观测模式得到的 D 组的长回波间隔 T 2 分布谱, 相对于 A 组的短回波间隔 T 2 分布谱向减小的方向偏移, 整体偏移量较大 ; 相比之下, 采用 D9TWE2 观测模式得到的 D 组的长回波间隔 T 2 分布谱, 相对于 A 组的短回波间隔 T 2 分布谱向减小方向偏移的偏移量相对较小 ; 而采用 D9TWE1 观测模式得到的 D 组的长回波间隔 T 2 分布谱略微偏移, 含气指示特征不明显该储层段完井测试获天然气产量 m 3 /d, 进一步证明了采用 D9TWE3 观测模式得到的 T 2 分布谱特征更易判别四川盆地致密储层的含气性 2 致密储层气水弛豫特征 2.1 致密砂岩储层的 T 2 气水弛豫特征研究中以岩石弛豫特征和气水弛豫特征为理论基础 [6-7], 对川西地区须家河组四段已测试层的气水弛豫特征进行分析研究结果表明 : 对岩屑砂岩, 岩石颗粒越细, 比表面积越大, 表面弛豫作用越强, 横向弛豫时间越短 [8] ; 对于天然气, 其扩散比油或水快得多, 气体的扩散系数和气体的密度及分子运动速度有关, 而气体的密度与温度压力有关, 随着压力增大, 气体密度增大, 随着温度的升高, 分子运动速度加快, 分子间碰撞概率增加, 扩散系数增大 ; 对地层水, 当附存于岩屑砂岩中时, 表面弛豫起主要作用通过分析, 由于川西地区须四段储层孔隙结构不同, 致使 T 2 气水弛豫特征存在明显差异, 例如细粉砂岩粗中砂岩的横向弛豫时间由短变长在相同孔隙结构的情况下, 储层流体性质不同时,T 2 弛豫特征也存在差异, 当储层含天然气时, 主要受扩散弛豫的影响, 当储层含水时, 主要受表面弛豫的影响, 通常情况下, 扩散弛豫作用比表面弛豫作用的横向弛豫时间短, 因此, 天然气的 T 2 弛豫时间比水的 T 2 弛豫时间短 [9-10] 但川西地区须四段气水的 T 2 弛豫特征恰恰相反, 这主要表现在流体的扩散还要受到孔隙空间的限制, 在大孔隙中, 流体扩散受孔壁限制较小, 扩散系数增大 ; 在小孔隙中, 随着孔径的减小或扩散时间的增大, 扩散作用受到孔径限制, 使得扩散系数减小川西地区须四段储层属于致密碎屑岩储层, 孔隙度介于 4% ~ 10%, 故天然气受扩散作用的影响比较小, 从而造成天然气的 T 2 弛豫时间比水的 T 2 弛

53 豫时间长 [11] 通过研究, 以测试层为样本, 分别确定出了粗中砂岩细粉砂岩储层的 T 2 气水弛豫 ( 图 3) 研究表明 :T 2 气水弛豫存在一定的规律, 在储层岩性一致的情况下,T 2 气水弛豫随着储层孔隙度的增大而增大, 即储层孔隙度越大,T 2 气水弛豫分布值越大, 储层孔隙度越小,T 2 气水弛豫分布值越小 ; 同时,T 2 气水弛豫分布值还与储层孔径密切相关,

5 53 豫时间长 [11] 通过研究, 以测试层为样本, 分别确定出了粗中砂岩细粉砂岩储层的 T 2 气水弛豫 ( 图 3) 研究表明 :T 2 气水弛豫存在一定的规律, 在储层岩性一致的情况下,T 2 气水弛豫随着储层孔隙度的增大而增大, 即储层孔隙度越大,T 2 气水弛豫分布值越大, 储层孔隙度越小,T 2 气水弛豫分布值越小 ; 同时,T 2 气水弛豫分布值还与储层孔径密切相关, 在孔隙度相同的情况下,T 2 气水弛豫分布值随孔径尺寸的增大而增大, 因此, 细粉砂岩粗中砂岩的 T 2 气水弛豫分布值由小变大 [12-13] 其具体气水弛豫分布值如表 2 所示图 3 川西地区须四段粗中砂岩的 T 2 气水弛豫分布特征图表 2 川西地区须四段不同岩性储层的 T 2 气水弛豫分布值域区间情况表岩性 T 2 气水弛豫分布值 /ms T 2 气水弛豫分布谱右峰的主峰值域 /ms 孔隙度粗中砂岩 80 水 :10 ~ 80; 气 :80 ~ 400 6% ~ 10% 60 水 :10 ~ 60; 气 :60 ~ 400 4% ~ 6% 细粉砂岩 40 水 :10 ~ 40; 气 :40 ~ 400 4% ~ 6% 2.2 碳酸盐岩储层的 T 2 气水弛豫特征对碳酸盐岩, 体积弛豫比表面弛豫的作用强, 因此相对砂岩来说, 碳酸盐岩横向弛豫时间较长当碳酸盐岩储层伴有裂缝和溶蚀孔洞发育时, 体积弛豫的作用就越强, 因此, 横向弛豫时间就越短 [14] 同时, 流体性质对碳酸盐岩储层核磁共振 T 2 气水弛豫分布也有一定影响据研究, 四川盆地缝洞性碳酸盐岩储层的标准 T 2 分布谱右峰的主峰值域区间主要集中在 100 ~ ms 之间, 气层的 T 2 分布谱右峰靠前, 水层的 T 2 分布谱右峰靠后结合缝洞性储层 T 2 分布谱特征, 以 4 口井的测试资料为依据, 分析认为不同储层物性的核磁共振测井 T 2 气水分布值也存在明显差异 [15], 本次研究对 Ⅰ Ⅱ 类测试层的 T 2 气水分布特征进行了解析, 其

54 天然气工 2018 年 1 月业具体的 T2 气水弛豫分布的值域区间情况如表 3 所示依据核磁 T2 分布谱特征能较为明显地区分缝洞性 Ⅰ类储层发育点 5 763.5 m 和 5 780.

6 54 天然气工 2018 年 1 月业具体的 T2 气水弛豫分布的值域区间情况如表 3 所示依据核磁 T2 分布谱特征能较为明显地区分缝洞性 Ⅰ类储层发育点 m 和 m 对应的电阻率测值低至 70 Ω m 电成像测井资料显示该段储层高储层的流体性质以 PZ1 井雷口坡储层 m 为例储角度裂缝和网状缝发育其储集类型为裂缝孔洞 [16] 型其中 m 和 m 网状裂缝和溶蚀层岩性为灰质白云岩录井显示该段储层气测值由孔洞非常发育核磁共振资料处理成果显示有效孔隙度较大长等待时间 T2 分布谱右峰的主峰值域区间 0.460% 上升至 4.495% 井口见少量针尖状气泡取心段 m 共发育裂缝 208 条缝密度 29 条 /m 平缝 150 条斜缝 13 条立缝 45 条略具臭鸡蛋气味录井评价为含气层测井曲线特征图 4 反映该段储层物性较好纵向上储层连续性好深侧向电阻率测值主要集中在 Ω m 之间三孔隙度曲线反映出的表3 在 ms 之间差谱显示主要储层段 m 和 m 具明显可动天然气信息特征主要储层段斯通利波能量明显衰减储层渗透性好综合评价为Ⅰ类气层有 2.8 m Ⅱ类气层有 24.2 m Ⅲ类气层有 47.4 m 完井测试获得天然气无阻流量 m3/d 实现了该气田的重大油气发现缝洞性碳酸盐岩储层 T2 气水弛豫分布值域区间情况表标准 T2 气水弛豫分布谱右峰的主峰值域 /ms 储层缝洞性碳酸盐岩图4 孔隙度天然气地层水 % φ 10% φ 10% PZ1 井 m 测井响应特征及处理成果组合图

7 55 3 结论 1) 采用 D9TWE3 观测模式得到的 T 2 谱分布特征更易判别四川盆地致密砂岩碳酸盐岩等致密储层的流体性质 2) 储层致密化是致密碎屑岩储层气水弛豫分布特征的主要影响因素川西地区须四段致密储层受扩散作用的影响较小, 储层 T 2 气水分布特征表现为天然气的 T 2 弛豫时间比水的 T 2 弛豫时间长 3) 四川盆地缝洞性碳酸盐岩储层气水弛豫分布特征为 : 气层的 T 2 分布谱右峰靠前, 水层的 T 2 分布谱右峰靠后参考文献 [ 1 ] Eslami M, Kadkhodaie-Ilkhchi A, Sharghi Y & Golsanami N. Construction of synthetic capillary pressure curves from the joint use of NMR log data and conventional well logs[j]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2013, 111: [ 2 ] Labani MM, Kadkhodaie-Ilkhchi A & Salahshoor K. Estimation of NMR log parameters from conventional well log data using a committee machine with intelligent systems: A case study from the Iranian part of the South Pars Gas Field, Persian Gulf Basin[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2010, 72(1/2): [ 3 ] 肖立志, 柴细元, 孙宝喜, 陆大卫, 付有升, 高秋涛. 核磁共振测井资料解释与应用导论 [M]. 北京 : 石油工业出版社, Xiao Lizhi, Chai Xiyuan, Sun Baoxi, Lu Dawei, Fu Yousheng & Gao Qiutao. NMR logging interpretation and China case studies[m]. Beijing: Petroleum Industry Press, [ 4 ] 肖立志. 核磁共振成像测井与岩石核磁共振及其应用 [M]. 北京 : 北京科学出版社, Xiao Lizhi. NMR imaging logging principles and applications[m]. Beijing: Science Press, [ 5 ] 张筠. 川西坳陷裂缝性储层的裂缝测井评价技术 [J]. 天然气工业, 2003, 23( 增刊 1): Zhang Yun. Fracture log evaluation techniques of the fractured reservoirs in West Sichuan Depression[J]. Natural Gas Industry, 2003, 23(S1): [ 6 ] 吴见萌, 葛祥, 张筠, 董震. 核磁共振测井在川西低孔隙度低渗透率储层中的应用 [J]. 测井技术, 2010, 34(2): Wu Jianmeng, Ge Xiang, Zhang Yun & Dong Zhen. The application of the NMR logging to low porosity and permeability reservoir in west Sichuan[J]. Well Logging Technology, 2010, 34(2): [ 7 ] 吴见萌, 张筠, 葛祥. 利用核磁共振测井资料评价致密储层可动水饱和度 [J]. 测井技术, 2011, 35(6): Wu Jianmeng, Zhang Yun & Ge Xiang. NMR logging evaluation of mobile water saturation in tight reservoir[j]. Well Logging Technology, 2011, 35(6): [ 8 ] 李宁, 肖承文, 伍丽红, 石玉江, 武宏亮, 冯庆付, 等. 复杂碳酸盐岩储层测井评价 : 中国的创新与发展 [J]. 测井技术, 2014, 38(1): Li Ning, Xiao Chengwen, Wu Lihong, Shi Yujiang, Wu Hongliang, Feng Qingfu, et al. The innovation and development of log evaluation for complex carbonate reservoir in China[J]. Well Logging Technology, 2014, 38(1): [ 9 ] 颜其彬, 赵辉, 司马立强, 施振飞. 碳酸盐岩核磁共振实验与认识 [J]. 天然气工业, 2010, 30(1): Yan Qibin, Zhao Hui, Sima Liqiang & Shi Zhenfei. A study of NMR experiments of carbonates[j]. Natural Gas Industry, 2010, 30(1): [10] 谢然红, 肖立志, 邓克俊, 廖广志, 刘天定. 二维核磁共振测井 [J]. 测井技术, 2005, 29(5): Xie Ranhong, Xiao Lizhi, Deng Kejun, Liao Guangzhi & Liu Tianding. Two-dimensional NMR logging[j]. Well Logging Technology, 2005, 29(5): [11] 谢然红, 肖立志. (T 2, D) 二维核磁共振测井识别储层流体的方法 [J]. 地球物理学报, 2009, 52(9): Xie Ranhong & Xiao Lizhi. The (T 2, D) NMR logging method for fluids characterization[j]. Chinese Journal of Geophysics, 2009, 52(9): [12] 李鹏举, 张智鹏, 姜大鹏. 核磁共振测井流体识别方法综述 [J]. 测井技术, 2011, 35(5): Li Pengju, Zhang Zhipeng & Jiang Dapeng. Review on fluid identification methods with NMR logging[j]. Well Logging Technology, 2011, 35(5): [13] 张晋言, 刘海河, 刘伟. 核磁共振测井在深层砂砾岩孔隙结构及有效性评价中的应用 [J]. 测井技术, 2012, 36(3): Zhang Jinyan, Liu Haihe & Liu Wei. Application of NMR data to evaluation of deep glutenite pore structure and reservoir validity[j]. Well Logging Technology, 2012, 36(3): [14] Akkurt R, Guillory AJ, Vinegar HJ & Tutunjian PN. NMR logging of natural gas reservoirs[j]. The Log Analyst, 1996, 37(6): [15] Sun B & Dunn KJ. Core analysis with two dimensional NMR[C]// Proceedings of the 2002 International Symposium of the Society of Core Analysts. [16] 孙鲁平, 首皓, 赵晓龙, 李平. 基于微电阻率扫描成像测井的沉积微相识别 [J]. 测井技术, 2009, 33(4): Sun Luping, Shou Hao, Zhao Xiaolong & Li Ping. Sedimentary facies identification based on FMI imaging logging data[j]. Well Logging Technology, 2009, 33(4): ( 修改回稿日期编辑韩晓渝 )

[1] Nielsen [2]. Richardson [3] Baldock [4] 0.22 mm 0.32 mm Richardson Zaki. [5-6] mm [7] 1 mm. [8] [9] 5 mm 50 mm [10] [11] [12] -- 40% 50%

[1] Nielsen [2]. Richardson [3] Baldock [4] 0.22 mm 0.32 mm Richardson Zaki. [5-6] mm [7] 1 mm. [8] [9] 5 mm 50 mm [10] [11] [12] -- 40% 50% 38 2 2016 4 -- 1,2, 100190, 100083 065007 -- 0.25 mm 2.0 mm d 10 = 0.044 mm 640 3 300. Richardson--Zaki,,, O359 A doi 10.6052/1000-0879-15-230 EXPERIMENTAL STUDY OF FLUID-SOLID TWO-PHASE FLOW IN A VERTICAL