储层核磁孔隙度测量影响因素
核磁共振测得的孔隙度理论上来说与岩石的矿物成分无关，但仍有很多影响因素会影响到孔隙度的测量，分别讨论如下：
（1）测量环境
进行核磁共振测量时，过高的磁场容易产生较大的内梯度，T2弛豫率增加，导致一些NMR信号衰减过快以至于未记录完就衰减完了。在高场下测量T2得到的孔隙度与常规测量结果相关性很差。测量的环境温度会影响表面弛豫强度，加快弛豫速率。所以，在根据测量的核磁共振信号得到正确的孔隙度值之前，必须做环境校正。核磁共振的幅度必须做温度和磁场强度的校正来反映他和氢核密度的比例关系。从Curie公式可知：
\[M=\frac{N\gamma^2\hbar^2I(I+1)H_0}{3kT} \]
其中，M为磁化强度；N为自旋密度；γ为旋磁比；ћ为普朗克常数/2π；I为自旋量子数；H0为磁场强度；k为玻尔兹曼常数；T为绝对温度。
因此，同一体积的水的磁化强度M与核磁共振幅度成正比，它随着磁场强度的增加而增加，随着温度的增加而减小，所以它必须用因子T/H0进行校正（即地层温度和测井频率之比）。
（2） 井径扩径
当井眼扩径严重时，NMR测井测量的流体信号包含地层岩石孔隙流体和井眼钻井液，导致核磁有效孔隙度明显增大。当毛管束缚流体与钻井液流体信号重叠时，两者的贡献大小很难界定
（3）不充足的极化时间
在一定的测井环境（例如，高温、孔隙流体有很长的弛豫时间T1、孔洞型的碳酸盐岩、表面弛豫低等）下等待时间通常要求大于10s。当测速较快，等待时间不够长时，会导致自旋无法完全恢复到平衡状态，测量信号降低，从而使NMR孔隙度按以下因子减小：
\[a=1-e^{-\ \frac{T_W}{T_1}} \]
a为“极化因子”。测量时，通常把等待时间选为T1的三倍，这就保证了95%的自旋都会顺着所施加的磁场方向极化。由于自旋没有完全恢复而减少的孔隙度，通常能够通过假设一个T1/T2值，并考虑极化因子，在数据反演的过程中予以校正。然而T1/T2对于整个测井深度的地层流体来说并不是一个固定值，这种校正有时不能实现，尤其是在多种流体混合存在的情况下，例如水和油混合，它们的T1/T2值非常不同。
（4）含铁的和顺磁性的物质
岩石内的顺磁性物质会导致核磁共振孔隙度偏小，如火山岩。一些含铁的矿物或高磁化系数的孔壁附着物质会减小横向弛豫时间T2。导致一些T2非常短的核磁共振信号因为仪器的有限截止时间而无法测到，核磁孔隙度值偏小，而且往往由于这些矿物质的存在而产生内部磁场梯度，使得T2的峰值朝着短的弛豫时间移动。因此，核磁共振孔隙度的测定与岩石的矿物成分无关，只在高顺磁性物质不存在的时候成立。
（5）流体类型
含氢指数IH是流体样品中氢原子含量和等体积纯水中氢原子含量的比值。纯水的含氢指数IH为1，轻烃的含氢指数低于水，稠油的含氢指数比水低得多。含氢指数低，核磁共振测量到的氢原子信号小，导致孔隙度偏小。
（6）稠油、沥青的存在
稠油的T2弛豫时间随它的粘度不同有一个很大的变化范围。对于高粘度的油来说，NMR测井不能够获得所有信号，孔隙度可能会明显的低估。
固体沥青的T2弛豫时间非常短，一般在0.1ms左右或者更短。目前的核磁共振测井仪无法测到固体沥青中的氢核，使得含沥青的地层核磁孔隙度偏小。
相关资料
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- 邓克俊, 谢然红. 核磁共振测井理论及应用[M]. 中国石油大学出版社, 2010.
- 谢然红, 肖立志, 傅少庆. 饱和水岩石核磁共振表面弛豫温度特性[J]. 中国石油大学学报:自然科学版, 2008(02):50-52+58.
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