核磁共振分析及地质综合应用PPT文件格式下载.ppt

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有一定的重量有一定的体积表面带电具有自旋转的特性因此具有磁矩（小磁针）,一、核磁共振录井测量原理,宏观磁化矢量,自然界中,静磁场中,样品置于自然界中，小磁针杂乱无序分布，对外没有磁性。

样品置于静磁场中后，每个小磁针具有一致取向，每个氢核磁矩的合成，表现为对外具有宏观磁化矢量。

磁化矢量的大小与氢核的个数成正比，即与流体量成正比。

一、核磁共振录井测量原理,弛豫过程及弛豫时间,Z轴方向：

平衡状态（M0与流体量成正比）。

对M0施加一个外来能量，M0将偏离平衡态。

比如施加90o脉冲，M0将从平衡状态的Z轴方向旋转到非平衡状态的XY平面上。

90o脉冲消失后，M0必然要向平衡状态的Z轴方向恢复，这一过程叫做弛豫过程。

弛豫过程的快慢用弛豫时间来表示。

一、核磁共振录井测量原理,弛豫时间的物理含义,岩石孔隙内流体弛豫速度的快慢即弛豫时间的大小取决于固体表面对流体分子的作用力强弱。

这种作用力强弱的内在机制取决于三个方面：

一是岩样内的孔隙大小，二是岩样内的固体表面性质，三是岩样内饱和流体的流体类型和流体性质。

一、核磁共振录井测量原理,弛豫时间的物理含义,一、核磁共振录井测量原理,弛豫时间的油层物理含义,一、核磁共振录井测量原理,核磁共振T2谱及其油层物理含义,岩样孔隙内流体的T2弛豫时间具有分布特征即T2谱,T2谱的下包面积对应于流体量（总液量、油量、水量）T2谱的横坐标T2弛豫时间的大小反映流体受到固体表面的作用力强弱，隐含着孔隙大小、固体表面性质、流体性质以及流体赋存状态（可动、束缚）等信息。

一、核磁共振录井测量原理,在室内研究中，可以采用巧妙的实验方法，开展一系列的储层评价和开发试验方面的研究工作。

如当固体表面性质和流体性质相同或相似时，弛豫时间的差异主要反映岩样内孔隙大小的差异。

同理，当孔隙大小和固体表面性质相同或相似时，弛豫时间的差异主要反映岩样内流体性质的差异；

当孔隙大小和流体性质相同或相似时，弛豫时间的差异主要反映岩样内固体表面性质的差异。

一、核磁共振录井测量原理,岩样孔隙度等于孔隙体积除以岩样外观体积岩样外观体积用常规方法可以测量获得岩样孔隙体积用核磁共振方法可以测量获得,核磁共振技术测量孔隙度的原理

（1）,一、核磁共振录井测量原理,核磁共振技术测量孔隙度的原理

（2）,采用核磁共振技术能够准确测量得到岩样孔隙内的流体量。

当岩样孔隙内充满流体时，流体量就与孔隙体积相等，因此采用核磁共振技术能够准确检测岩样孔隙体积。

一、核磁共振录井测量原理,岩样孔隙度核磁共振测量方法,首先测量标准样，建立刻度关系式。

然后测量实际岩样，将其信号幅度代入刻度关系式，即可计算得到岩样孔隙度。

要求：

1）岩样孔隙内充满流体；

2）测量岩样外观体积。

一、核磁共振录井测量原理,将岩样浸泡在Mn2+浓度为10000mg/l的MnCl2水溶液中后，Mn2+会通过扩散作用进入岩样孔隙内的水相中，使得水相的核磁信号被消除。

对该状态下的岩样进行核磁共振测量，可测得岩样孔隙内的含油量。

含油饱和度等于岩样孔隙内的含油量除以总液量。

含油饱和度核磁共振测量原理,一、核磁共振录井测量原理,可动流体受岩石孔隙固体表面的作用力弱，弛豫时间长。

反之束缚流体受岩石孔隙固体表面的作用力强，弛豫时间短。

因此采用核磁共振技术能够检测可动流体和束缚流体。

可动（束缚）流体核磁共振测量原理,核磁共振技术利用孔隙度和可动流体（可流动孔隙空间大小）来计算岩样渗透率，原理相对可靠。

岩样渗透率核磁共振测量原理,一、核磁共振录井测量原理,油+水T2谱的总幅度对应于总液体量（孔隙度），右峰幅度对应于可动流体，左峰幅度对应于束缚流体。

油相T2谱的幅度对应于油量（含油饱和度）。

油+水T2谱与油相T2谱相减对应于含水量（可动水、束缚水）,现场含油含水新鲜岩样,束缚水饱和度对应于油（气）饱和度的上限,可动水饱和度可用于水淹层识别和地层出水量预测,储层评价参数检测方法,一、核磁共振录井测量原理,核磁共振技术测量原理小结,核磁共振岩样分析技术的测量参数、测量原理以及仪器结构等均与核磁共振测井相同或相似，区别在于测井是在井下测井壁，而岩样分析是在地面测岩心、岩屑或井壁取心。

地面仪器最早是用于核磁测井刻度定标的，具有较高的测量精度。

通过对早期仪器进行数字化升级，仪器的体积、重量均大幅度减小，因此适合推广应用。

一、核磁共振录井测量原理,学习提纲,一、核磁共振录井测量原理二、核磁共振录井测量分析方法三、核磁共振测录井评价技术,二、核磁共振录井测量分析方法,1、核磁共振测录井测量方法2、参数应用效果分析3、核磁共振录井识别油水层的方法,二、核磁共振录井测量分析方法,地面岩样含油饱和度核磁共振测量方法,第一次测干样,首次测量：

将现场采集有代表性岩心样品，经去表皮、泥浆，剪去棱角，除去岩心粉沫，用电子天秤称重后，进行干样测量（初始状态油+水）。

二、核磁共振录井测量分析方法,地面岩样含油饱和度核磁共振测量方法,第二次核磁测量获得岩样内油+水的总核磁信号经干样测量后，将岩心样品用清洁的脱脂纱布编号后包扎好，浸入真空饱和装置的KCl溶液中，经真空饱和6小时并静放6小时以上，待岩心二次油+水信号测量。

第二次只测油,二、核磁共振录井测量分析方法,地面岩样含油饱和度核磁共振测量方法,用MnCl2水溶液浸泡，消除岩样内水相的核磁信号第三次核磁测量获得岩样内油相的核磁信号,第三次只测油,二、核磁共振录井测量分析方法,锰离子（Mn2+）浓度对水相核磁信号的影响,实验结果表明：

当锰离子（Mn2+）达到10000mg/l时，能够将水相的弛豫时间缩短到仪器的探测极限以下，此时水相的核磁信号接近为0。

二、核磁共振录井测量分析方法,锰离子（Mn2+）扩散进入岩样孔隙内的水相中,纯水岩样在Mn2+浓度为10000mg/l的MnCl2水溶液中浸泡一段时间后，锰离子（Mn2+）将充分扩散进入岩样孔隙内的水相中，此时岩样核磁信号大小将接近为0。

二、核磁共振录井测量分析方法,MnCl2水溶液浸泡时间的确定,中孔高渗岩样孔隙度：

16.0%渗透率：

296mD,低孔低渗岩样孔隙度：

11.9%渗透率：

1.24mD,二、核磁共振录井测量分析方法,含油饱和度核磁测量精度（仪器鉴定）,平均值：

常规49.8%，核磁48.7%，偏差1.2%,二、核磁共振录井测量分析方法,岩屑T2谱与岩心T2谱基本相同或接近,多数情况下，岩屑T2谱与岩心T2谱基本相同,个别情况下，岩屑T2谱与岩心T2谱有较小差别,=15.84%，K=6.87mD=14.59%，K=1.64mD,二、核磁共振录井测量分析方法,岩屑颗粒大小对T2谱没有明显影响,大岩屑粒径约68mm中等岩屑粒径约34mm小岩屑粒径约23mm,二、核磁共振录井测量分析方法,钻井泥浆浸泡对含油岩屑样T2谱影响较小,中孔中渗,中孔高渗,低孔低渗,二、核磁共振录井测量分析方法,泥浆浸泡对岩屑样含油饱和度影响实验结果,浸泡前的含油饱和度用常规驱替的方法测量浸泡后的含油饱和度用核磁共振方法测量,二、核磁共振录井测量分析方法,1、核磁共振测录井测量方法2、核磁共振测录井分析参数3、核磁共振测录井识别油水层的方法,二、核磁共振录井测量分析方法,核磁孔隙度的油层物理含义,目前我们仪器软件提供的孔隙度是总孔隙度，也可以分别给出有效孔隙度、粘土或毛管束缚水孔隙度。

核磁共振岩样分析的总孔隙度对应于岩样孔隙内的总液体量，与测井总孔隙度的含义完全相同，但在开发实验室称作有效孔隙度。

二、核磁共振录井测量分析方法,核磁渗透率的油层物理含义,开发实验室：

绝对渗透率、有效渗透率、相对渗透率核磁渗透率指的是绝对渗透率绝对渗透率：

气测、水测或油测绝对渗透率核磁渗透率的含义取决于C值如何确定常用的C值是根据气测绝对渗透率确定的，因此核磁渗透率可与气测绝对渗透率比对。

二、核磁共振录井测量分析方法,核磁含油饱和度的油层物理含义,核磁共振技术测得的含油饱和度等于岩样内的含油量与总液量之比，因此与测井和开发实验室的含油饱和度的含义是完全相同的。

二、核磁共振录井测量分析方法,可动（束缚）流体饱和度的油层物理含义,可动（束缚）流体饱和度的油层物理含义与岩样内饱和流体类型的不同，以及与岩样内岩石孔隙固体表面润湿性的不同等有关。

二、核磁共振录井测量分析方法,洗油岩样饱和水状态下的核磁共振T2谱,洗油岩样饱和水状态模拟了油（气）藏成藏之前的原始沉积环境，该状态下核磁共振测量得到的可动流体为可动水，束缚流体为束缚水。

可动水是能够被油（气）运移的水，束缚水不能够被油（气）运移，因此可动水饱和度即可动流体饱和度给出了油（气）藏原始含油（气）饱和度的上限。

束缚水,可动水,T2截止值,二、核磁共振录井测量分析方法,现场含油含水新鲜岩样的核磁共振T2谱,束缚水,可动水,稀油,准确数据：

束缚水饱和度、可动水饱和度、含油饱和度含油饱和度上限：

1-束缚水饱和度可动水饱和度：

水淹程度判断，地层出水量预测可动流体=可动水+可动油,二、核磁共振录井测量分析方法,油相为高凝油时岩样的核磁共振T2谱,束缚水,可动水,高凝油,准确数据：

束缚水饱和度、可动水饱和度、含油饱和度（修正后）可动流体饱和度=可动水饱和度+可动油饱和度，可动油饱和度偏小导致可动流体饱和度偏小。

二、核磁共振录井测量分析方法,1、核磁共振测录井测量方法2、核磁共振测录井分析参数3、核磁共振录井油水层评价方法,二、核磁共振录井测量分析方法,油层表现为四高一低特点：

高孔隙度、高渗透率、高可动流体、高含油饱和度、低可动水饱和度。

油层的T2弛豫谱中，弛豫时间较长，弛豫谱右半部分发育，可动流体值高，表明储集层物性较好；

油信号谱峰高，且大部分处于可动状态，表明储集层含油饱和度高，绝大部分为可动油。

（1）、油层评价技术,二、核磁共振录井测量分析方法,油水同层的T2弛豫谱中，油信号谱峰与水层相比较高，孔隙中以可动水饱和度与含油饱和度相当，含油饱和度一般为20.040.0。

（2）油水同层评价技术,二、核磁共振录井测量分析方法,T2弛豫谱中，可动流体值较高，油信号谱峰低，孔隙中以可动水为主，一般情况下含油饱和度小于10.0。

（3）水层评价技术,二、核磁共振录井测量分析方法,（3）干层评价技术,干层T2弛豫谱弛豫时间短,油信号弛豫时间短，含油饱和度低，接近基线，束缚水高值。

二、核磁共振录井测量分析方法,花X4井3、4、5、6号样T2截止值确定图,（4）T2截止值求取技术,二、核磁共振录井测量分析方法,（4）T2截止值的应用,束缚水,可动水,二、核磁共振录井测量分析方法,（4）T2截止值的应用,束缚水,可动水,稀油,二、核磁共振录井测量分析方法,（4）T2截止值的应用,嘉二1孔喉小,二、核磁共振录井测量分析方法,（4）T2截止值的应用,嘉二2孔喉较大,二、核磁共振录井测量分析方法,小结,核磁共振仪器、软件及检测技术已经成熟可检测任意形状的岩样如岩屑可快速求取多项重要的储层解释评价参数求取的各项参数具有较高的精度和可信度储层解释评价的符合率高局限性：

成岩差的储层、轻质油储层、岩屑录取等,学习提纲,一、核磁共振录井测量原理二、核磁共振录井测量分析方法三、核磁共振测录井评价技术,三、核磁共振测录井评价技术,1、概况2、核磁共振测录井评价技术3、取得实效及应用前景,小关油田843万吨,方巷油田194万吨,瓦庄油田82万吨,永安油田333万吨,花庄油田385万吨,新增石油控制1837万吨,三、核磁共振测录井评价技术,岩样核磁共振录井解释符合率统计,2008-2010年核磁共振录井探井综合解释26口井，26层，符合24层，解释符合率92.3%,比探井测井解释符合率行业标准75%，高17.3个百分点。

三、核磁共振测录井评价技术,完成的工作1、基础研究对168口井3187块岩样（其中包括岩屑、小直径岩心、全直径岩心）进行了核磁共振室内测量试验，较准确地得到了孔、渗、饱、束缚水、可动流体饱和度等储层参数。

对原油粘度、浸泡时间、溶液矿化度、岩样粒径、等待时间、等参数进行了核磁共振实验评价。

三、核磁共振测录井评价技术,2、低阻、低孔低渗储层研究方面进行了岩电实验工作、压汞实验工作。

建立平均孔喉半径等各类参数模型。

绘制油层识别等各类交会图版。

3、海相碳酸盐岩储层研究方面按照高、中、低孔标准岩样做压汞法毛管压力实验分析，并且将实验得出的岩样结构、孔、渗、饱等参数与核磁共振分布的相应参数进行对比研究，建立T2谱计算岩样孔喉半径的模型。

进行了储层孔隙度有效性的研究。

三、核磁共振测录井评价技术,三、核磁共振测录井评价技术,1、概况2、核磁共振测录井评价技术3、取得实效及应用前景,2、核磁共振测录井评价技术

（1）基础实验

（2）储层分类（3）复杂储层评价方法,三、核磁共振测录井评价技术,1、核磁共振测量基础及实验参数选择（砂岩）,

（1）基础实验,砂岩岩样粒径对核磁共振测试结果的影响,三、核磁共振测录井评价技术,1、核磁共振测量基础及实验参数选择（砂岩与灰岩）,采用NaCl与KCl来配制矿化度从10000ppm、15000ppm、30000ppm、60000ppm、120000ppm等5个不同浓度的地层水溶液，对CAO61井2个含油岩样浸泡24小时后经行核磁共振T2实验，发现矿化度的高低对T2谱的影响很小。

地层水矿化度对核磁共振测试结果的影响,三、核磁共振测录井评价技术,

（1）基础实验,1、核磁共振测量基础及实验参数选择（碳酸盐岩）,

（1）基础实验,参数分析：

p1：

TE=0.35ms，TW=6sp2：

TE=0.6ms，TW=6sp3：

TE=1.2ms，TW=6sp4：

TE=2.4ms，TW=6s,回波间隔短时TE0.35ms，T2谱信息完整、丰富；

回波间隔TE长时，T2谱的形状差，反映可动流体的能力下降，对计算核磁孔隙度影响大。

因此回波间隔越小越好。

岩心不同回波间隔对核磁共振测试结果的影响,三、核磁共振测录井评价技术,1、核磁共振测量基础及实验参数选择（碳酸盐岩）,不同等待时间分析参数：

p5：

TE=0.35ms，TW=1sp6：

TE=0.35ms，TW=3sp7：

TE=0.35ms，TW=6sp8：

TE=0.35ms，TW=8s,恢复等待时间至少应大于1s，等待时间越长，核磁共振信号越全；

如果储层含有油气，则等待时间应适当延长；

等待时间取3s较为合理。

岩心不同等待时间对核磁共振测试结果的影响,

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,2、T2谱与孔隙结构等参数的关系（碳酸盐岩）,嘉二1孔喉小,嘉二2孔喉较大,T2分布评价孔隙的有效性分析,

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,2、T2谱与孔隙结构等参数的关系（碳酸盐岩）,T2截止值与泥质含量的关系,

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,2、T2谱与孔隙结构等参数的关系（砂岩）,T2截止值与层位、埋深、孔隙度、渗透率等物性参数相关性不强，同一层位、埋深、孔隙度、渗透率相近的不同井的T2截止值有可能相差较大。

通过研究发现江苏油田砂泥岩剖面中的砂岩储层T2截止值多数分布在10-40之间。

江苏油田T2截止值分析,

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,3、核磁实验分析与常规分析对比关系（碳酸盐岩）,3%,岩心核磁孔隙度与常规分析孔隙度对比,

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,3、核磁实验分析与常规分析对比关系（碳酸盐岩）,岩心核磁渗透率与常规分析渗透率对比,

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,3、核磁实验分析与常规分析对比关系（碳酸盐岩）,

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,4、碳酸盐岩溶孔、溶洞的识别,孔洞的T2分布谱特征：

储集空间以溶孔、溶洞为主，其T2分布谱呈单峰分布，峰值在1000ms左右，主峰一般在T2截止值线的右边，为3.07.5%。

溶孔及溶洞的核磁实验结果分析,

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,裂缝的T2分布谱特征：

储集空间以裂缝或微裂缝为主，孔隙度较低，孔径小，其T2谱大多呈单峰分布且大部分分布在T2截止值线的左边。

不能有效反映裂缝特征。

裂缝的T2分布核磁实验结果分析,4、碳酸盐岩裂缝的识别,

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,5、核磁共振测量含油饱和度特征及散失校正,岩层渗透性越好，油气散失程度越高，当渗透率大于10mD时，两者关系基本为一条平行于X轴的直线。

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,5、核磁共振测量含油饱和度特征及散失校正,油层渗透率-含油饱和度关系,油层核磁共振T2谱几何平均值-含油饱和度关系,渗透率越高，含油饱和度越大孔隙结构越好，含油饱和度越高原油粘度越大，含油饱和度越高,含油饱和度特征：

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,5、核磁共振测量含油饱和度特征及散失校正,低粘度原油的岩屑含油饱和度校正：

低粘度原油的岩屑核磁共振含油饱和度校正图版,

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,5、核磁共振测量含油饱和度特征及散失校正,含油饱和度损失量与渗透率关系,含油饱和度损失量与综合物性参数关系,岩样油气散失程度特征（花17-27井等5口井47颗样）：

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,5、核磁共振测量含油饱和度特征及散失校正,高邮凹陷和金湖凹陷的核磁原油系数，在常温度条件下，原油系数多分布在1.201.30之间，少数在1.40以上，因此在新探区核磁测定样品时选用1.201.30之间的原油系数值来计算含油饱和度值是比较可靠的。

核磁原油恢复系数,

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,6、岩样孔隙结构及原油物性研究,

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,6、岩样孔隙结构及原油物性研究,

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,6、岩样孔隙结构及原油物性研究,

（1）基础实验,三、核磁共振测录井评价技术,2、核磁共振测录井评价技术

（1）基础实验

（2）储层分类（3）复杂储层评价方法,三、核磁共振测录井评价技术,a、储层分类及T2谱形态特征,储层分类：

基于核磁共振T2谱的形态和分布对储层进行了分类，可以分为五大类七个亚类。

（2）储层分类,三、核磁共振测录井评价技术,1、储层分类及录测井响应特征,

（2）储层分类,三、核磁共振测录井评价技术,a、储层分类及T2谱形态特征,b、不同类型的储层测录井响应特征,与水层相比，电阻率增大2倍左右，低阻油层,与水层相比，电阻率增大4倍左右,堡1井低阻油层核磁共振录、测井响应图,

（2）储层分类,三、核磁共振测录井评价技术,b、不同类型的储层测录井响应特征,低孔低渗响应特征：

方4井低渗油层的核磁共振录测井响应特征,核磁共振孔隙度13%-15%，渗透率0.2-0.8mD，属于IV类储层。

孔隙谱左偏且主峰10ms左右，油谱右峰分布在100ms左右。

孔隙谱左偏反映储层以微细孔喉为主，平均孔喉半径0.25um，油谱长T2谱分布较多，反映原油粘度较低。

三、核磁共振测录井评价技术,

（2）储层分类,2、核磁共振测录井评价技术

（1）基础实验

（2）储层分类（3）复杂储层测录井评价方法,三、核磁共振测录井评价技术,低孔低渗储层有效下限值确定：

油层核磁共振计算原油粘度-渗透率关系图,不同粘度的渗透率下限值,低阻与低孔低渗储层评价方法研究,三、核磁共振测录井评价技术,（3）复杂储层测录井评价方法,低孔低渗储层有效下限值确定：

堡X4等井182块低孔、低渗岩样核磁共振孔-渗关系,三、核磁共振测录井评价技术,（3）复杂储层测录井评价方法,储层T2几何平均值和渗透率关系,核磁共振油谱计算原油粘度小于28mPa.s时，T2几何平均值下限值确定为5ms；

原油粘度大于28mPa.s时，T2几何平均值下限值确定为6.5ms。

T2几何平均值下限,三、核磁共振测录井评价技术,（3）复杂储层测录井评价方法,排驱压力和渗透率关系,平均孔喉半径和渗透率关系,核磁共振油谱计算原油粘度小于28mPa.s时，排驱压力和平均孔喉半径下限值分别2MPa和0.25um；

原油粘度大于28MPa.s时，排驱压力和平均孔喉半径下限值分别1MPa和0.35um。

排驱压力、平均孔喉半径下限值,三、核磁共振测录井评价技术,（3）复杂储层测录井评价方法,交会图识别

（1）,油层油谱几何平均值-含油饱和度交会图,统计堡1等10口井岩心125块，方4等8口井岩屑98份的油谱几何平均值（原油粘度）-含油饱和度交会关系（左图）：

T2GO28mPa.s：

So24%；

T2GO7.5ms，原油粘度28mPa.s：

对于岩心，So20%；

对于岩屑，So10%,三、核磁共振测录井评价技术,（3）复杂储层测录井评价方法,交会图识别

（2）,束缚水饱和度Swi-含水饱和度Sw交会图,统计堡1等10口井岩心125块，方4等8口井岩屑98块的束缚水饱和度-含水饱和度交会关系（左图）。

当Sw76%时：

Sw-Swi30%。

三、核磁共振测录井评价技术,（3）复杂储层测录井评价方法,核磁共振录、测井识别方法：

堡1井低阻油层、高阻油层计算结果对比,高阻油层联合计算含水饱和度和测井含水饱和度差别较小；

低阻油层测井含水饱和度平均大于联合计算含水饱和度20%。

联合计算含水饱和度在识别评价高束缚水饱和度低阻油层时的优势。

三、核磁共振测录井评价技术,（3）复杂储层测录井评价方法,国内外创新技术

（1）利用核磁共振T2谱，判断原油性质技术；

（2）依据核磁共振T2谱形态和分布特征实现储层分类技术；

（3）核磁共振录井与常规测井联合计算储层含油饱和度技术；

（4）利用核磁共振录井计算压汞特征参数，评价孔喉结构技术；

（5）岩屑、岩心核磁共振含油饱和度的油气散失校正方法技术；

（6）核磁共振录井T2谱和油谱与测井曲线连续成图技术。

三、核磁共振测录井评价技术,利用核磁共振录井不同油谱，根据原油粘度和油谱特征参数之间的关系，判断原油性质技术。

创新点之一,稠油,轻质油,中质油,2mS,70mS,30mS,三、核磁共振测录井评价技术,依据核磁共振T2谱形态和分布特征进行储层分类技术；

即：

II、III类储层易形成低阻油层，III类储层为低渗储层，IV类储层为特低渗储层,创新点之二,高孔渗储层,低阻储层,低孔低渗储层,特低孔渗储层,三、核磁共振测录井评价技术,利用核磁共振录井常规测井联合计算储层含油饱和度技术,创新点之三,三、核磁共振测录井评价技术,利用核磁共振录井T2谱计算压汞特征参数，评价孔喉结构技术,创新点之四,三、核磁共振测录井评价技术,T2谱与孔隙结构等参数的关系,二者间有良好的相关性。

rc=c2T2,C20.01,三、核磁共振测录井评价技术,含油饱和度损失量与渗透率关系,含油饱和度损失量与综合物性参数关系,创新点之五,岩屑、岩心核磁共振含油饱和度的原油散失校