１０４２５
Ｇ０６０１０４０
工程硕士学位论文
ＣｈｉｎａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍ
ＤｅｇｒｅｅＴｈｅｓｉｓｏｆＥｎｇｉｎｅｅｒｊｎｇＭａｓｔｅｒ
核磁共振测井资料解释方法研究Ｔｈｅ
Ｃａｎｄｉｄａｔｅ：ＷａｎｇＦｅｎｇｍｅｉ
Ｓｕｐｅｒｖｉｓｏｒ：Ｐｒｏｆ．ＳｕｎＪｉａｎｍｅｎｇ
关于学位论文的独创性声明
本人郑重声明：所呈交的论文是本人在指导教师指导下独立进行研究工作所取得的成果，论文中有关资料和数据是实事求是的。尽我所知，除文中已经加以标注和致谢外，本论文不包含其他人已经发表或撰写的研究成果，也不包含本人或他人为获得中国石油大学（华东）或其它教育机构的学位或学历证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对研究所做的任何贡献均已在论文中作出了明确的说明。
若有不实之处，本人愿意承担相关法律责任。
学位论文作者签名：至旦丝日期：叫。年６月７Ｅｔ
学位论文使用授权书
本人完全同意中国石油大学（华东）有权使用本学位论文（包括但不限于其印刷版和电子版），使用方式包括但不限于：保留学位论文，按规定向国家有关部门（机构）送交学位论文，以学术交流为目的赠送和交换学位论文，允许学位论文被查阅、借阅和复印，将学位论文的全部或部分内容编入有关数据库进行检索，采用影印、缩印或其他复制手段保存学位论文。
保密学位论文在解密后的使用授权同上。
指剥币签名：芬红啦学位论文作者签名：至垒鱼日期：劫ｌ口年ｂ月－７Ｅｔ
日期．讲年６月７日
摘要
核磁共振测井仪ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ采用ＣＰＭＧ脉冲系列测量自旋回波衰减，使用多种频率工作，测量的原始信号是多组回波列的幅度信息、初始相位角信息及相关信息。早期我们根据井场提供的回波信号曲线直接反演Ｔ２分布以及开展后续的应用。在应用中我们发现回波信号的信噪比通常很高，深度间距小、采样率高，认为核磁共振测井的曲线分辨率是比较高的。随后发现，在泥岩段常常也有可动流体孔隙度出现，层界面显示不清楚，说明回波信号曲线的分辨率并不是与采样率相关的。经研究发现：为了提高信噪比，井场所提供的回波信号曲线过分地采用了叠加技术。
目前，ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ是国内引进最多，测井最多，测井效果比较好的核磁共振测井仪。国内还未见到成熟的ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ测井资料处理软件，主要使用哈里伯顿ＤＰＰ软件进行资料处理与解释。相关文献仅仅介绍了资料的处理流程与资料处理情况¨１，但核磁测井原始数据的记录方式、数据组织结构不清楚，如何改善回波信号曲线的分辨率，如何准确地从初始测量信息中提取回波信号曲线的相关关键技术未见介绍。
笔者通过对ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ测井数据解剖分析与与核磁测井数据处理方法的深入研究，弄清了该测井仪的测量方式，原始测量信息与数据记录方式，提出了从时间域原始测量信号数据处理到深度域回波信号曲线的一系列关键技术与７个步骤，编制了处理软件，进行了资料处理与ＤＰＰ处理结果的对比。关键词：核磁共振测井，回波信号，叠加技术，分辨率
ｕｅｎｃｅｓ，ｉｔ
ｗｏｒｋｓｗｉｔｈｖａｒｉｏｕｓｆｒｅｑｕｅｎｃｉｅｓ．ｔｈｅｏｒｉｇｉｎａｌｓｉｇｎａｌｓｏｆｍｅａｓｕｒｉｎｇａｒｅｔｈｅａｍｐｌｉｔｕｄｅｏｆｓｅｖｅｒａｌｅｃｈｏｓｅｑｕｅｎｃｅｓ、ｔｈｅｉｎｉｔｉａｌｐｈａｓｅａｎｇｌｅｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎａｎｄｒｅｌａｔｅｄｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎ．ＥａｒｌｙｗｅｉｎｖｅｒｔＴ２ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｄｉｒｅｃｔｌｙａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｆｏｌｌｏｗｉｎｇａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎａｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｅｃｈｏｓｉｇｎａｌｃｕｒｖｅｓｐｒｏｖｉｄｅｄｂｙｔｈｅｗｅｌｌｓｉｔｅ．Ｉｎｔｈｅａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｗｅｆｉｎｄｔｈｅｓｉｇｎａｌ—ｔｏ・ｎｏｉｓｅｒａｔｉｏｏｆｅｃｈｏｓｉｇｎａｌｉｓｏｆｔｅｎｖｅｒｙｈｉｇｈ，ｔｈｅｓｐａｃｅｏｆｄｅｐｔｈｉｓｓｍａｌｌ，ａｎｄｔｈｅｓａｍｐｌｉｎｇｒａｔｅｉｓｈｉｇｈａｎｄｗｅｔｈｉｎｋｔｈａｔｔｈｅＣＨＩＶｅｒｅｓｏｌｕｔｉｏｎｏｆＮＭＲｌｏｇｇｉｎｇｉｓｒｅｌａｔｉｖｅｌｙｈｉｇｈ．Ｓｕｂｓｅｑｕｅｎｔｌｙｗｅｆｉｎｄｔｈｅｒｅｏｆｔｅｎｏｃｃｕｒｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｐｏｒｏｓｉｔｙｉｎｔｈｅｍｕｄｓｔｏｎｅ，ｌａｙｅｒｉｎｔｅｒｆａｃｅｄｉｓｐｌａｙｉｓｎｏｔｃｌｅａｒ，ｗｈｉｃｈｐｒｅｓｅｎｔｓｔｈａｔｔｈｅｒｅｓｏｌｕｔｉｏｎｏｆｅｃｈｏｃｕｒｖｅｉｓｎｏｔａｓｓｏｃｉａｔｅｄｗｉｔｌｌｔｈｅｓａｍｐｌｉｎｇｒａｔｅ．Ｗｅｆｉｎｄｔｈｒｏｕｇｈｒｅｓｅａｒｃｈ：Ｉｎｏｒｄｅｒｔｏｉｍｐｒｏｖｅｓｉｇｎａｌｔｏｎｏｉｓｅｒａｔｉｏ，ｔｈｅｅｃｈｏｓｉｇｎａｌｃｕｒｖｅｐｒｏｖｉｄｅｄｂｙｗｅｌｌａｒｅａｓｉｓｏｖｅｒ－ｕｓｅｏｆｔｈｅｓｕｐｅｒｉｍｐｏｓｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅ．
Ｃｕｒｒｅｎｔｌｙ，Ｍ刚ＬＰｒｉｍｅｒｉｓａＮＭＲｌｏｇｇｉｎｇｔｏｏｌｗｈｉｃｈｉｓｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄｔｈｅｍｏｓｔｉｎＯｕｒｃｏｕｎｔｒｙ，ｌｏｇｓｔｈｅｍｏｓｔａｎｄｈａｓａｂｅｔｔｅｒｌｏｇｇｉｎｇｒｅｓｕｌｔｓ．ＣｈｉｎａｈａｓｎｏｔｓｅｅｎｍａｔｕｒｅＭ刚Ｌ＿Ｐｒｉｍｅｒｌｏｇｇｉｎｇｄａｔａｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｓｏｆｔｗａｒｅ；ｗｅｍａｉｎｌｙｕｓｅｔｈｅＨａｌｌｉｂｕｒｔｏｎＤＰＰｓｏｆｔｗａｒｅｆｏｒｄａｔａｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇａｎｄｉｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎ．Ｒｅｌａｔｅｄｄｏｃｕｍｅｎｔｓｏｎｌｙｄｅｓｃｒｉｂｅｔｈｅｃｏｕｒｓｅａｎｄｓｉｔｕａｔｉｏｎｏｆｄａｔａｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ，ｂｕｔｔｈｅｒｅｃｏｒｄｉｎｇｗａｙｏｆｔｈｅｏｒｉｇｉｎａｌｄａｔａｏｆｎｕｃｌｅａｒｍａｇｎｅｔｉｃｌｏｇｇｉｎｇａｎｄｔｈｅｄａｔａｓｔｒｕｃｔｕｒｅａｒｅｎｏｔｃｌｅａｒ．Ｔｈｅｒｅｉｓｎｏｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎａｂｏｕｔｒｅｌａｔｅｄｋｅｙｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓｒｅｆｅｒｒｉｎｇｈｏｗｔｏｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅｒｅｓｏｌｕｔｉｏｎｏｆｅｃｈｏｓｉｇｎａｌｃｕｒｖｅａｓｗｅｌｌａｓｈｏｗｔｏａｃｃｕｒａｔｅｌｙｅｘｔｒａｃｔｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎｆｒｏｍｔｈｅｉｎｉｔｉａｌｍｅａｓｕｒｉｎｇｅｃｈｏｓｉｇｎａｌｃｕｒｖｅｓ．ＴｒｏｕｇｈａｎａｔｏｍｉｚｉｎｇｔｈｅｌｏｇｇｉｎｇｄａｔａａｎｄｄｅｅｐｓｔｕｄｙｉｎｇｔｈｅｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｍｅｔｈｏｄｏｆＮＭＲｄａｔａ，ｔｈｅａｕｔｈｏｒｉｄｅｎｔｉｆｉｅｓｔｈｅｍｅａｓｕｒｉｎｇｍｅｔｈｏｄｓ，ｔｈｅｏｒｉｇｉｎａｌｓｕｒｖｅｙｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎａｎｄｄａｔａｒｅｃｏｒｄｉｎｇｗａｙｓｏｆｔｈｅｌｏｇｇｉｎｇｔｏｏｌ，ｐｒｅｓｅｎｔｓａｓｅｒｉｅｓｏｆｋｅｙｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓａｎｄｓｅｖｅｎｓｔｅｐｓｆｒｏｍｏｒｉｇｉｎａｌｍｅａｓｕｒｉｎｇｓｉｇｎａｌｄａｔａｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｉｎｔｉｍｅｄｏｍａｉｎｔｏｅｃｈｏｅｓｓｉｇｎａｌｃｕｒｖｅｉｎｄｅｐｔｈｄｏｍａｉｎ，ｄｅｖｅｌｏｐｓｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｓｏｆｔｗａｒｅａｎｄｍａｋｅｓｃｏｍｐａｒｉｓｏｎｂｅｔｗｅｅｎｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｏｆｄａｔａｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇａｎｄＤＰＰｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＮＭＲｌｏｇｇｉｎｇ，Ｅｃｈｏｓｉｇｎａｌ，Ｓｕｐｅｒｉｍｐｏｓｉｎｇ，Ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ，Ｒｅｓｏｌｕｔｉｏｎ
…………………３
…………………３
…………………４
２．１ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ测井信息……………………………………………………………………～５２．１．１观测模式……………………………………………………………………………５
第四章储层参数解释与油气识别方法
４．１确定孔隙度…………………………………………………………………………．１４４．２估算渗透率…………………………………………………………………………．１４４．２．１ＳＤＲ模型………………………………………………………………………………………………１５．４．２．２Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型…………………………端，……………………………………．１５
４．３定性识别天然气……………………………………………………………………．．１６４．３．１核磁共振测井识别天然气的原理…………………………………………………………………１６４．３．２位移谱……………………………………………………………………………………………．１６４．３．３Ｔ２对数平均曲线…………………………………………………………………………………一１６４．３．４回波比曲线…………………………………………………………………………………………一１７４．４定性识别油水层……………………………………………………………………．１７４．４．１油对岩样亿分布影响………………………………………………………………ｌ７～４．４．２时域分析识别油水层…………………………。：……ｊ……………………………．１８
４．４．３差分谱识别油气水………………………………………………………………………．１８４．４．４增强扩散识别油水屡…………………………………………………………………．．１９
第五章定量评价含烃饱和度……………………．．２０
５．１由烃与水的Ｔ１存在差异确定含烃饱和度………………………………………．２０５．２由烃与水的Ｔ２存在差异确定含烃饱和度………………………………………．２０５．３由双ＴＥ测井来确定含烃饱和度……………………………………………………２１５．４实际资料处理与对比………………………………………………………………２２５．４．１ＤＰＰ与ＭＲＰＰＳ处理技术与过程对比…………………………………………………………．２２５．４．２两种软件处理实际井对比………………………………………………………………．２２５．４．３实例１并…………………………………………………………………………………………２３５．４．４实例２井………………………………………………………………………………………………。３０５．４．５实例３井………………………………………………………………………………………………．．３３５．４．６实例４井………………………………………………………………………………………………一３８５．４．７实例５井……………………………………………………………………………………………一４３５．５小结……………………………………………………………………………………………………………．４８结论５０参考文献………………．５２
攻读硕士学位期间取得的学术成果………………………………………………．５４ｉ没谢…………………………………………………………………………………………………………………………………５５
Ｉ———蓄工程硕士学位论文
．ｊ▲－－＾一
日ＩＪ吾
１．１选题的科学依据及意义
核磁共振测井仪ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ，简称Ｐ型仪器，采用的是ＣＰＭＧ脉冲系列进行自旋回波衰减测量，它使用多种频率工作，原始信号由多组回波列的初始相位角信息、幅度信息及相关信息组成。首先将这些信息转换成正交的两个信道的自旋回波，接着将这两个信道的自旋回波叠加滤波处理，估算信号相位并计算出包含自旋回波幅度并含有噪音的回波信号曲线和只含有噪音的噪音曲线。回波信号曲线可用来反演Ｔ２分布，噪音曲线可用来估算噪音的均方差和标准方差。采用地区经验的Ｔ２截止值或结合岩样室内ＮＭＲ测量Ｔ２截止值来确定毛管束缚水饱和度、束缚水体积、可动流体体积等储层参数，并建立地区渗透率的经验模型。当然也可以根据回波信号曲线或Ｔ２分布定性或定量评价含烃饱和度【ｌｌ。
早期时候根据井场提供的回波信号，我们直接采用多指数拟合反演Ｔ２分布，并开展了后续应用。通过应用，我们了解到回波信号的信噪比通常比较高，采样率也高，深度间距很小，所以我们认为核磁共振测并的曲线分辨率是比较高的。后来我们又了解到泥岩段往往也有可动流体空隙度出现，但是它的层界面常常显示不很清楚，这充分说明了回波信号曲线的分辨率并不与采样率是相关的。通过一系列研究我们发现：井场为了提高信噪比，所提供的回波信号曲线过分地使用了叠加技术。
目前，我国引进最多、测井最多、测井效果比较好的核磁共振测井仪是ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ。但是国内还没有比较成熟的ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ测井资料处理软件，大家现在应用最多的主要是哈里伯顿ＤＰＰ软件，来进行资料处理与解释。对于这款软件，还没有资料对其进行比较详细的介绍，相关文献仅仅对资料的处理流程及处理情况进行了简单的介绍【２１，但核磁测井的原始数据的记录格式、数据结构的组织并不清楚，关于怎样提高回波信号曲线的分辨率，怎样从初始的信息中准确地提取出回波信号曲线的一些关键技术并没有进行介绍ｌｌＪ。
本文的研究目的是为寻求一种更合适的核磁测井资料解释处理方法，以便利用核磁共振测井资料判断流体性质，进行流体识别，既与国外软件具有一致性，同时在理论和实用上又具有一定的先进性，提高判别符合率。
第一章前言
１．２国内外研究现状
核磁共振测井是２０世纪９０年代世界测井工业的重大技术进步之一。随着使用永久磁体和脉冲射频场方法的ＮＭＲ测井仪器的发展，ＮＭＲ测井技术在世界范围内得到飞速发展，其技术也越来越成熟，测井资料应用范围越来越广，由此为地层评价和岩芯分析打开了一个新的视野。自推出以后，在短短的几年时间内就得到比较广泛地应用，成为复杂油气藏评价的重要方法之一。其独特的优势使之备受关注，新的需求不断涌现，促使研究和开发者不断对其进行改善和提高。
国外Ｒ．Ｌ．Ｋｌｅｉｎｂｅｒｇ（１９９７）等对油藏流体的核磁共振弛豫特征包括含氢指数（ＨＩ）、弛豫时间Ｔ１，Ｔ２以及扩散系数Ｄ等进行了研究，并对油藏岩石的Ｔ１弛豫时间和Ｔ２弛豫时间之间的相互关系以及各自的应用进行了分析讨论【３】。Ｊａｍｉｎ．Ｄ等（１９９８）对核磁共振测井油、水分辨问题进行了研究，认为向地层内注入弛像试剂可以有效缩短水相的弛豫时间，从而可实现地层油、水信号分辨［４１。ＹａｋｏｖＶ（１９９９）等给出了从核磁共振测井数据中计算可动流体百分数的新方法ｆ５Ｊ。Ｒａｍｕｋｒｉｓｈｎａｎ（１９９９）等对从核磁共振测井数据中获取地层孔径分布和毛管压力曲线问题进行了研究［６１。Ｍ．Ａｌｔｕｎｂａｙ等（２００１）将核磁共振测井获得的地层孔隙度与常规测井孔隙度及岩心分析孔隙度进行了比较，认为核磁共振测井不但可以获得地层有效孔隙度而且还可以获得地层总孔隙度［７１。ＪｕａｎＣａｒｌｏｓＧｌｏｒｉｏｓｏ等（２００１）给出了核磁共振测井最佳参数选择方法，另外还对扩散弛豫作用进行了研究，认为在核磁共振测井中有效利用扩散作用可测定地层油相饱和度【８】。总之，国外在核磁共振测井方面的文献很多，国外学者的研究成果对我国油气田现场核磁共振测井和本项研究工作有重要的参考作用。
我国测井界从七十年代末开始关注核磁共振测井的发展。１９９６年，我国成功地进行了首例现场核磁共振测井，同时室内基础实验研究工作也相继开展。肖立志教授著有《核磁共振成像测井与岩石核磁共振及其应用》一书，比较系统、全面地介绍了核磁共振测井原理、仪器及国内外现场应用效果等【９】。肖立志对我国核磁共振应用中的若干重要问题进行了探讨【１０１。张超谟等在基于核磁共振Ｔ２谱分布的储层岩石孔隙分形结构方面做了研究…ｌ。谢然红，肖立志等研究了识别储层流体的（Ｔ２，Ｔ１）二维核磁共振方法【１２】。马建海，孙建孟等在基于迭代Ｔｉｋｈｏｎｏｖ正则化的核磁测井解谱方法方面做了大量研究【１３１。其后，还有很多教授、学者和科研小组针对国内油气田的实际情况，开展了大量的应用基础研究工作。在现场应用中对许多常规测井无法解决的问题提供了新的思
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路与方法，取得了一定的效益。
１．３研究内容及方法
１．３．１研究内容
１）Ｐ型与Ｃ型核磁测井数据转换研究。
２）核磁测井原始信号数据转换、相位校正、叠加滤波方法研究。
３）时深转换研究。
４）Ｔ２谱反演方法研究。
５）核磁测井参数解释研究。
６）流体性质判别方法研究。
１．３．２研究方法
１）认真解剖哈里伯顿核磁处理软件与方法。
２）核磁测井方式分析，搞清Ｐ型【１４１及Ｃ型核磁【１５】数据保存格式。Ｐ型核磁有九种频率工作，组合起来多达上百种测井方式。每种测井方式所存取的数据方式不一样，因而需要实际分析核磁测井采用哪一种方式工作，再根据相应的工作方式从原始测井记录数据中分离出相应的核磁测量数据，作为下步处理之用。
３）核磁测量信号预处理方法研究。核磁共振测井记录的是两个信号道的自旋回波串，测量得到的这两道曲线要经过滤波处理，然后估算信号相位并计算得到一条有自旋回波幅度和噪音的自旋回波曲线和一条只含有噪声的噪声信号曲线。我们得到的信号道曲线用来进行多指数拟合反演Ｔ２谱㈣，而噪声道曲线则用来分析测井的质量。在得到信号道曲线之前，还要依次进行核磁测井数据相位校正、平滑叠加和滤波处理等操作。
４）时深转换研究。Ｐ型核磁测井是以时间为索引而不是以实际测井深度记录井下的测量信号的，因而需要将时间索引信息转换为实际的测井深度。
５）Ｔ２谱反演方法研究。经过前面处理后的核磁信号是一条孔隙度衰减线，这条衰减线不能直观地反映地层的孔隙结构情况，因而需要采用谱分析方法，将这条衰减线反演成各种Ｔ２驰豫时间以及所对应的孔隙度大小，即反演出Ｔ２分布。由于所建立的初始反演方程是病态的，而且又带有约束，反演Ｔ２谱的好坏又会关系到以后的核磁孔隙度、可动孔隙度、渗透率等参数的准确性，因而需开展Ｔ２谱反演方法研究。
６）在Ｔ２谱反演基础确定核磁孔隙度储层参数研究。建立核磁孔隙度、渗透率解释
第一章前言
模型，根据Ｔ２分布确定核磁总隙度、核磁有效孔隙度、粘土束缚流体孔隙度，毛管束缚流体孔隙度，束缚流体饱和度，渗透率等储层参数。
７）利用核磁测井资料进行油气水识别研究，如ＴＤＡ、差分谱【１７１，位移谱等方法研究。
１．４论文的主要成果
本论文主要取得了以下几方面的成果：
１）核磁共振测井软件系统微机化与处理流程简单化。ＭＲＰＰＳ软件系统具有自动测井模式判别、数据文件不用拆分，时深转换更为合理，灵活的分段处理参数设置，ＭＲＰＰＳ软件系统更易掌握与资料处理。
２）高速度低信噪比的Ｔ２反演算法与拼接方法。反演具有多种布点方式选择、高分辨处理选择、低信噪比的Ｔ２谱反演，以及改进的多种Ｔ２分布拼接方法，使处理的Ｔ２分布更为合理。同时可以进行多组回波反演，处理速度更快。
３）多种手段的油气水识别方法。提出并重点发展了根据烃与水的Ｔｌ差异确定含烃饱和度、根据烃与水的Ｔ２差异确定含烃饱和度、根据双ＴＥ测井确定含烃饱和度，以及截止法定量评价含油气饱和度技术。改进了ＴＤＡ与ＤＩＦＡＮ的不足之处，在油气评价方面，处理效果较好。
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第二章核磁共振测并资料预处理
２．１ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ测井信息
２．１．１观测模式
ＭＲＩＬ．Ｐｒｉｍｅ核磁共振测井仪器使用了九个工作频率，从低频（离探头较远）到高频（离探头较近）分成五个频带，其中心频率依次为５９０、６２０、６５０、６８０、７６０ｋｈｚ。前四个频带分别包含两种频率，第五个频带则只包含一种频率，可以同时发射和接收ＰＲ、Ａ、Ｂ、Ｄ、Ｅ五组回波信号，能够极大的提高测速和信噪比。中心频率为７６０ｋｈｚ的只是用作粘土束缚水的测量，用来确定孔隙度。
根据核磁共振测井仪ＭＲＩＬ．Ｐｒｉｍｅ的９个频率的实际使用情况，另外采用不同的ＴＷ和不同的ＴＥ，ＭＲＩＬ．Ｐｒｉｍｅ核磁共振测井仪有１００多种观测模式，可以将它们归纳成四大类观测模式以及五组回波信号测量（如表２—１）。
表２－１ＭＲＩＬ—Ｐｒｉｍｅｒ测量的回波信号与观测模式㈣
观测模式主要测量信息用途说明
单ＴＷ／单Ａ组主要用于储层参数评价
ＴＥＰＲ组
双Ｔｗ／单Ａ组：长ＴＷＡ、Ｂ组回波间隔相同，极化时间不同。
ＴＥＢ组：短ＴＷ可以应用油气识别。
ＰＲ组
单Ｔ、Ｗ双Ａ组：短ＴＥＡ、Ｂ组极化时间相同，回波间隔不同，
ＴＥＢ组：长ＴＥ可以应用油气识别。
ＰＲ组
双ＴＷ／双Ａ组：短ＴＥ，长ＴＷＡ、Ｂ组可组成双极化时间测井
ＴＥＢ组：短ＴＥ，短ＴＷＡ、Ｄ组可组成双同波间隔不同。
Ｄ组：长ＴＥ，长ＴＷ可以应用油气识别。
Ｅ组：长ＴＥ，短ＴＷ
ＰＲ组
２．２预处理步骤
核磁共振测井仪ＭＲＩＬ．Ｐｒｉｍｅ要通过七个关键步骤【ｌｓ】，才能由原始测量信号经过处理得到回波信号，这七个关键步骤如下：
１）两道正交回波信号的确定；
２）相位角的计算；
３）旋转前的叠加；
第二章核磁共振测井资料预处理
４）旋转处理；
５）旋转后的叠加；
６）时间域的差分；
７）各组回波的拆分、时深的转换和等间距深度的采样。
２．２．１正交回波信号的确定
通过核磁共振测井测量得到的原始回波串幅度Ｒａｍｐ与和其对应的初始相位角Ｒｐｈａ曲线，经过处理能得到两道正交的回波信号Ｅｘ和Ｅｙ：
２．２．２相位角的计算
通过上面的公式得到Ｅｘ与Ｅｙ两道正交信号，在采用如下的公式可以计算出回波串的幅度Ｅａｍｐ：
但是考虑到核磁信号一般采用天线测量，不可避免的受到噪音的影响，它的值可能出现正值，也可能出现负值，必须首先计算出正交相位角，再根据计算出的相位角进行旋转处理方能得到正确的回波串信号值。
当然由于考虑到相位角计算中的稳定性和准确性，以进一步提高，我们可以首先在深度上通过信号的叠加，然后再计算出相位角。如下：
ｎ卅
缈＝ｔａｎ一导等一∑ｉ＝２∑ｋ＝ｌ刚）
其中，ｋ是深度序号，ｍ是叠加的深度样点数。
２．２．３旋转前的叠加∑∑现（ｆ）‘’２＿ｌＪ（２．１）
ＭＲＩＬ核磁共振测井仪采用的是强磁场，当天线中通过振荡电流，会对地层施加一个交变磁场，而同时天线又是核磁共振测井的测量线圈，天线测量的是回波串信号，当采集到信号时，天线必然存在电磁感应现象，使测量的回波串信号的前１＂－－＇２个信号可能存在交变磁场的残余信号，称为环效应。环的幅度通常很高，超过了第１个回波信号。致力于消除环效应，核磁共振测井的信号测量就采用了旋转前叠加相对技术。
对于Ｐ型核磁共振测井来说，应该首先进行同组同频带的信号叠加，然后通过９０。脉冲测量信号初始相位的处理，此后再进行叠加处理。另外，为了进一步提高信噪比，也可以扩大回波信号串的叠加点数，只是这样会降低纵向分辨率。
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２．２．４旋转处理
为了得到回波信号道曲线与噪音道曲线，可以通过正交相位角的旋转处理。可以得到两条曲线，其中，Ｅｃｈｏ是既包含噪声又包含信号道的曲线，而Ｎｏｉｓｅ却只包含有噪声。Ｅｃｈｏ可以用来进行多指数拟合反演出砣谱的分布，从而进行基于Ｔ２谱的相关应用。Ｎｏｉｓｅ则被用来估计噪声的标准方差和均方差，以反映出核磁共振测井测量的质量问题。
２．２．５旋转后的叠加
同组同频带的信号经过叠加以后，可经过上面介绍过的旋转处理得到各组各频带的信号道Ｅｃｈｏ曲线与噪声道Ｎｏｉｓｅ曲线。由于采用不同的观测模式的原因，使得各个频带上可能会出现相同的组的回波信号。由于核磁共振测井仪所采用的频率直接决定了它的探测区域，频带不同探测区域也是不同的，它的探测直接约为１６英寸。基于此，为了克服不同探测区域测量存在的不一致误差，以及进一步提高测量的信噪比，还要进行同组不同频带的信号道与噪声道的组合叠加处理，也就是旋转后的叠加处理。２．２．６时间域的差分
对于核磁共振测井中使用到的双Ｔｗ测井模式㈣测井，需要进行的主要是时间域的差分，即在深度转换前，对自旋回波串进行差分。这样做的目的是避免在深度域处理时，由于两道信号的深度不匹配，从而带来一定的误差。
具体处理解释流程是对于双ＴＷ测井采集模式采集的两个自旋回波串，经过估算储层条件下的烃特征值，然后将回波串作差，接着搜索储层条件下气和油的Ｔ２和油的Ｔ１值，再计算视油的孔隙度和视气的孔隙度，最后计算出校正后的油，气，水的孔隙度以及含水饱和度【２０ｌ。
２．２．７各组回波的拆分、时深转换与等间距深度的采样
前面所进行的信号道曲线的处理都被放在ＥＣＨＯＳ中。一般将ＥＣＨＯＳ曲线拆为ＥＣＨＯＡ、ＥＣＨＯＢ、ＥＣＨＯＰ、ＥＣＨＯＤ、ＥＣＨＯＥ、ＥＣＨＯＤＩＦ等几组回波曲线，可以很大程度上简化后面的处理，也可以根据ＧＲＰ曲线进行定位。而对于各组回波信号曲线不采用插值的方法，而应该去使用邻近原则，以防止插值法引起回波信号的改变。
各组曲线的记录点的深度记录在ＴＤＥＰ曲线中，因为要叠加，需要重新计算出叠加点的中心深度，当做各组回波信号的深度，需要结合叠加的次数与位置来计算。７
第三章Ｔ２分布反演与拼接
第三章Ｔ２分布反演与拼接
经过预处理得到的回波信号，显然不能直接反映地质参数，需要进行反演处理得到Ｔ２分布，结合岩样室内ＮＭＲ测量Ｔ２截止值或采用地区经验Ｔ２截止值或相关解释模型可以计算束缚水体积、可动流体体积、毛管束缚水饱和度等储层参数，估计渗透率与粘度，以及开展定性或定量评价含烃饱和度的应用【２１１。
回波信号反演Ｔ２分布是一个多指数拟合过程，目前国内主要有三种算法：
ＳＶＤ法，ＤＰＰ称ＭＡＰ—ＩＩ法。
模平滑法，又称变换法。
ＳＩＲＴ法
通过对三种算法优缺点比较，可以得到以下认识【２】：
（１）Ｔ２谱反演的的最佳Ｔ２布点数为３０一５０，布点区间可以跨越３个数量级。
（２）ＳＶＤ适合于信噪比比较高（ＳＮＲ＞８０）的数据反演，当数据信噪比较低时，反演结果的分辨率较低。
（３）模平滑法稳定，容易实现非负限制，反演结果的连续性好，可适应较低的信噪比（ＳＮＲ＞２０）的数据反演，其缺点是当原始数据较大时，反演速度较慢。
（４）在进行岩石核磁共振信号的多指数反演处理量时，应保证原始信号信噪比大于２０，应优选选用模平滑法，只有当原始信号信噪比大于８０时，可选用模平滑法。
（５）ＳＩＲＴ法是一种整体迭代多指数修正反演算法，算法简单，迭代收敛快，当全部驰豫信号参与运算或布点较多时，计算速度明显快于ＳＶＤ算法，可适应于较低信噪比的数据的反演。
基于上述认识，很显然，对于差分谱信号、低孔低渗储层、碳酸岩等复杂岩性时，因为氢核含量小，信号小，相应的信噪比就会较低，ＳＶＤ反演的Ｔ２分布就会过分平滑，分辨率较低，反演的信号大小也会相应降低，其误差也相应较大。很显然只要提高了模平滑法的反演速度，同样模平滑法就是比较好的算法。
３．１反演过程
在回波信号反演Ｔ２分布时，核磁共振驰豫可以写成如下形式：８
中国石油大学（华东）工程硕士学位论文
Ｍ叫
／＿／于、．、＝册∑趟只砭ｇ
（３—１）
疋，是先期假定的一系列的值，目前有二种方法先期假定疋，。一是采用２的指数幂形式：
早期采用７＂２ｒ＝２’ｍｓ，江１，２’３…１０，取值成份数太少，反演的Ｔ２分布不光滑。最新提出了改进，采用疋，＝２ａ＋ｉｂｍｓ，ｆ＿１，２，…聊取值，口可以取一２，．１．５或．１的初值，ｂ只能取１或１／２两个值。Ｍ的值可以扩大２５甚至更大，这样扩大了Ｔ２取值范围。
另外一种取值方法是：从某一驰豫时间最小值到最大值疋曲一疋懈之间作对数均分。Ｔ２范围一般为０．５ｍｓ－－５０００ｍｓ，取３０或５０个成份。
由于先期假定了一系列的疋。值，只需在反演中确定￡，因而核磁驰豫的数据处理就演变为一种线性的反演方法。
确定了各特征驰豫疋，和特征驰豫组分Ｍ后，结合回波串么（ｔｊ），ｊ＝ｌ，…，ｎ（ｎ为回波数）可以构成一超定方程组，写成矩阵形式：
义Ｐ＝Ａ（３—２）
式中：Ｐ＝心，…，匕）ｒ；
Ｘ１ｌＸ１３●●●
研
Ｘ２ｌＸ２３●●●
册
Ｘ＝：
●●●●
；●●●
Ｘ。ｌＸ月３●●●“ｔ；；Ｌ
研
ｒ
Ｘ｛『＝Ｐ２‘．
彳＝０（，。），Ａ（ｔ２），…，Ａ（ｔ。））７’
由上述方程组求出只的过程称作解谱，它是核磁测井资料处理的关键。最小二乘解为：
Ｐ＝（Ｘ７’Ｘ）一・Ｘ７’・Ａ（３—３）
９
第三章Ｔ２分布反演与拼接
由于上述解不稳定，同时回波信号有较大的噪音，通常采用吉洪诺夫解瞄１：
Ｐ＝（Ｘ丁ｘ＋ａＩ）。１・Ｘｒ・Ａ（３—４）
口在数学上称为阻尼因子，一般叫正则化因子，它决定了Ｔ２分布的平滑程度，口越大，Ｔ２分布越平滑，但解的误差大。口的取值应与回波信号信噪比相适应，口取值：
口＝ｙ／ＳＮＲ（３－５）
式中，ＳＮＲ一回波信号信噪比；７一斯仑贝谢ＣＭＲ处理软件中称为ＧＡＭＭＡ因子，应根据经验确定最佳值。
由于只反映的是各特征驰豫所占的比例，一系列只就构成了Ｔ２分布，经过刻度可化为孔隙度，因而￡显然不能为负值，也就是说在反演Ｔ２时，必须满足约束条件只≥Ｏ。３．２拼接
拼接处理一般分为三种方法：直接拼接法，合并回波串法，组合数据曲线法。
３．２．１直接拼接法
１）将ＰＲ组与ＦＲ组回波串分别反演，得到各自的Ｔ２分布ＤＩＳＴ＿＿ＰＲ、ＤＩＳＬＦＲ。２）从两道的Ｔ２谱分布曲线上，用前端和后端的组份分别组合成新的Ｔ２分布。
３）一般情况下，如果要解决ＤＩＳＴ＿Ｊ曲线上的不平滑问题，往往首先要做的是进行一次正演，然后通过反演，得到新的ｒｒ２谱分布。
４）另外一种改进是对两组数据中的４ｍｓ、８ｍｓ幅度值分别采用权系数加权和得到新的４ｍｓ、８ｍｓ幅度值，这样可以尽量减小两列回波信号中重叠部分的相差较大的影响。３．２．２合并回波串法
不同的回波数据组的幅度不同，所以，组合不同中的数据组之前必须进行幅度匹配。其步骤如下：
１）反演ＰＲ数据。
１６、２５６对于ＴＥ＝０．６ｍｓ，回波长度６ｍｓ的回波串用０．５、１、２、４、８、ｍｓ等组份反演，２５６ｍｓ看作基偏移。
２）反演ＦＲ数据。对于ＴＥ－－１．２ｍｓ，回波长度４８０ｍｓ的回波串用ｌ、２、４、…、１０２４ｍｓ等基本组份反演。
３）用ＰＲ组和ＦＲ数据计算的４ｍｓ，８ｍｓ差求双指曲线。１０
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４）将双指曲线加到原始的ＰＲ曲线上。
５）计算ＦＲ中３２—１０２４组份之和与ＰＲ中２５６ｍｓ的幅度差。
６）将基线偏移加到步骤４中计算的ＰＲ曲线上。
７）将步骤６中得到的新曲线与ＦＲ数据合并。
因为仅对ＰＲ回波串进行了线性处理，所以不受噪音的影响。但是如果两组数据的４ｍｓ、８ｍｓ幅度值相差较大的话，其影响也较大。
３．２．３组合数据曲线法
组合数据曲线法又叫联合反演法，将束缚水测量的ＰＲ与长成分测量的ＦＲ两列回波数据采用不同的权处理（ＰＲ的误差权小，ＦＲ的误差权大），联合构成最小二乘拟合方程。这样可以克服拼接的不连续性。
组合数据曲线法的难点在于两回波列的权系数的取舍，此参数不易控制。
３．３不同ａ反演
３．３．１实验数据
为了考核Ｔ２分布的反演情况，首先选择一条实验数据反演的Ｔ２分布，称为基本信号。根据基本信号再生成回波间隔ＴＥ：０．６ｍｓ，回波数目ＮＥ＝２０００的回波衰减信号。对该回波信号采用不同ａ进行反演Ｔ２分布，用来考核ａ对Ｔ２分布的影响。表３．１是不同ａ值的幅度值以及误差表，绝对误差是与原始幅度之差，原始信号幅度６．８１７。
从表３．１与图３．１中可以，当ａ变小时，虽然误差变小，但佗分布曲线将是一条抖动的曲线，ａ越小，抖动越厉害。当ａ变大时Ｔ２分布曲线越光滑，前端信号形状变化越大，误差也越大。当ａ在１．４之间，存在一误差最小的点，曲线光滑，曲线形态与原始形态也最为接近，该值与ａ＝２．５接近，当ａ＝２．５时，相对误差为０．０３７％。
第三章Ｔ２分布反演与拼接
图３－１不同ａ反演的Ｔ２分布
表３－１不同ａ值的影响结果
原始值
幅度
６．８１７０．Ｏｌ０．１ｌ２．５４１６６４６．８１８
０．００１
Ｏ．０１２６．８３７６．８６４０．０４７０．６９６６．８２０６．７６９－０．０４８－０．７０４６．４７４５．９１３．０．９０４．１３．２５８绝对误差相对误差％０．０２００．２９９０．００３－０．３４３０．０３７．５．０３７
３．３．２测井数据
图３—２、图３—３是实际测井数据ａ＝ｌ与ａ＝３的成果图。图３—１的Ｔ２分布的分辨率高，但曲线不光滑，图面也不够美观。当要求高分辨率的成果图时ａ可以取小些。１２
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图３—２ａ＝ｌ反演成果图
图３—３ａ＝３反演成果图１３
第四章储层参数解释与油气识别方法
第四章储层参数解释与油气识别方法
４．１确定孔隙度
核磁共振测井比其它测井方法在孔隙度解释中的的优势就是核磁共振测井能够解释束缚流体的孔隙度和可动流体的孔隙度。而新一代的核磁共振测井仪，还能解释出粘土束缚流体孔隙度【２３１。其解释的模型如图４．１所示：
毛
粘
骨粘土
束
缚
架土流
体细管束缚流体
１７可可动动油水气
幻
１Ｌｒ
矽。
１Ｌｒ
矽删
图４一ｌ核磁测井孔隙度的解释模型
因为骨架、粘土有非常短的核磁弛豫时间，一般的，核磁测井仪天线接收到的自旋回波信号有一段死亡时间，大约为几百毫秒（ｍｓ），也就是说，核磁测井仪在接收到第一个回波信号之前，极化产生的骨架、粘土信号已经衰减掉了，这就是核磁测井不受岩性影响的根本原因。
粘土束缚水Ｔ２驰豫时间与粘土矿物和含水量有关，实验数据和现场测试资料同时说明在１ｍｓ范围内。目前，我国进口的ＭⅪＬ—Ｃ型仪器，回波间距最小为１．２ｍｓ，因而，粘土束缚流体的核磁测井信号基本上不能测到；而斯仑贝谢ＣＭＲ．２００型仪器，回波间距可达０．２ｍｓ，则可测到粘土束缚流体信号。
４．２估算渗透率
储层参数渗透率采用ＳＤＲ和Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型计算，Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型考虑了自由流体与束缚流体孔隙之比和核磁有效孔隙度；ＳＤＲ模型考虑自由流体与束缚流体的平均驰豫时间和核磁有效孔隙度‘２４１（如图４－２）。１４
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一
图４－２渗透率解释模型示意图
４．２．１ＳＤＲ模型
Ｋ＝彳（‰）ｃ（于２１０９）Ｂ（４～１）
式中：
Ａ—ＳＤＲ模型渗透率乘积因子，单位ｍＤ，缺省值Ａ＝４ｍＤ，精确的Ｃ值由岩心实验数据确定；
Ｂ—ＳＤＲ模型Ｔ２对数平均指数，缺省值Ｂ＝２：
Ｃ－－ＳＤＲ模型孔隙度指数，缺省值Ｃ－－－－４。
４．２．２Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型
～ｃ叫矧ｃ（４—２）
式中：
Ａ—Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型渗透率乘积因子，单位ｍＤ，缺省值Ａ＝ＩｍＤ，精确的Ｃ值由岩心实验数据确定；
Ｂ～Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型模型孔隙度指数，缺省值Ｂ－－４：１５
第四章储层参数解释与油气识别方法
Ｃ－－Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ可动流体束缚流体比指数，缺省值Ｃ－－２。
４．３定性识别天然气‘２∞
４．３．１核磁共振测井识别天然气的原理
核磁共振ＮＭＲ孔隙流体的横向弛豫正包含３部分：颗粒表面的流体弛豫疋ｓ，体积流体弛豫疋Ｂ和孔隙流体扩散弛豫疋Ｄ。孔隙流体总的横向弛豫速率：
——＝——＋一＋——ｌｌｌｌ
疋疋ｓ疋８疋Ｄ（４—３）
对于在润湿岩中的水，常常以表面弛豫为主；孔洞中的水以体积速率弛豫为主，受扩散影响；同样水湿润岩石中的油以体积速率弛豫为主，受扩散影响；而气体的疋受控于扩散弛豫（表４．１）。
表４．１ＮＭＬＲ弛豫特性
流体类型弛豫特性
水碎屑岩表面弛豫
孔洞体积／扩散弛豫
中、重油
油体积弛豫
轻油体积／扩散弛豫
气扩散弛豫
从表４．１中可以看出，区分气、轻油与油水的关键就是要充分利用储层流体的扩散弛豫特性。
４．３．２位移谱
将短、长回波间隔的Ｔ２分布差分，绘出变密度图（正值一种颜色，负值一种颜色）。在变密度图上，如果前端有明显的负值条带、后端有明显的正值条带，则说明长回波间隔的Ｔ２谱气信号峰向Ｔ２小的方向移动，储层可能含有天然气。
４．３．３Ｔ２对数平均曲线
当储层含有天然气时，长回波间隔的Ｔ２谱气信号峰向Ｔ２小的方向移动，因而长１６
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回波间隔的他对数平均值就要减小，所以比较长、短回波间隔Ｔ２对数平均值曲线，可以识别储层是否含有天然气。
４．３．４回波比曲线
当储层含有天然气时，长回波间隔的Ｔ２谱气信号峰向Ｔ２小的方向移动，长回波间隔的Ｔ２谱气信号峰向砣小的方向移动，造成长回波间隔的回波信号衰减变快，所以比较长、短回波间隔的回波信号幅度之和，可以识别储层是否含有天然气。
在上述识别天然气的方法中，最好与水层的相关曲线作对比，同时要求回波信号信噪比高，除天然气信号外，两个Ｔ２谱的形状要求一致。另外注意由于长ＴＥ的平均信号强度比短ＴＥ的小得多，造成两个谱信噪比不同，这样受噪音系统影响可能造成假的天然气影响。
４．４定性识别油水层
４．４．１油对岩样Ｔ２分布影响
实验研究表明，油对岩样Ｔ２分布有影响，如图４．３所示：
图４．３不同饱和度油样岩心核磁测量Ｔ２分布
该实验结果来自北海油田白垩系样品，孔径单一，１００％含水时，由观测回波串反演得到的Ｔ２分布放在图的最前面。然后向样品孔隙中注油，随着含油饱和度的增加，１７
第四章储层参数解释与油气识别方法水的体积减小，Ｔ２分布的左边部分，即水的峰逐步降低，而右边部分，即油的峰，则
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表化储层流体ＮＭＲ特性比较
Ｔ１Ｔ２ＨｌＤＤＴｌ
ⅡｌＳｍＳ
×１０。５ｃｍ３／ｓｃｍ３
盐水ｌ一５００Ｏ．６７—２００１７．７０．００７７．－４．０
油５０００４６０ｌ７．９４０
气４４０４０Ｏ．３８１００４００
从表中数据可以看出，尽管油和天然气的Ｔ２差异很大，但Ｔ１很接近。同时还可以看出盐水和油相近的Ｄ和Ｔ２值，但它们的Ｔ１值很不相同。
由物理基础知识可知，只有当有足够的极化时间（等待时间）时，油、气才能被完全极化（极化Ｔｌ信号），而水被完全极化所需时间较短，因此可以选择两种不同的极化时间测井来进行油气与水的识别。具体方法是对长短等待时间测井所反演的Ｔ２分布进行差分，在差分谱上只剩下油气信号，而水的信号被完全差分掉了。
在应用差分谱进行油气水识别时，需满足如下条件：
１）地层水和油气间必须有足够大的Ｔｌ反差。这个条件要求地层是亲水的，而油为轻质油；
２）油气之间必须有足够大的亿反差；
３）地层水须完全极化；
４）用两个不同等待时间测井，所观测的回波串幅度必须有足够大的差异。
４．４．４增强扩散识别油水层
根据最新研究和实际资料的应用，利用扩散驰豫，不仅能识别天然气，也能用来识别油／水层。即利用双回波间隔测井，长回波间隔测井将增强扩散效应【２７】。
如果在处理井的储层中不含有天然气，此时只有水和油时，而它们的扩散弛豫是不同步的，当我们使用长的回波间隔进行核磁共振测井时，水的Ｔ２分布峰将会前移很大距离，而油的他分布峰则前移的距离较小，这样在Ｔ２分布谱上将会出现油水两峰，水峰在前面，而油峰在后面。
对于长回波间隔核磁测井，同样可以利用时域分析法识别油水层。另外还可以利用回波比曲线。１９
第五章定量评价含烃饱和度
第五章定量评价含烃饱和度
通过对哈里伯顿ＴＤＡ与ＤＩＦＡＮ定量评价含烃饱和度的解剖分析，提出并发展了根据烃与水的Ｔ１差异、烃与水的Ｔ２差异以及双ＴＥ测井确定含烃饱和度的方法。５．１由烃与水的Ｔ１存在差异确定含烃饱和度
在实际中，通常水有较短的Ｔ１，而轻烃的Ｔｌ较长。因此，对于孔隙中的水，需要较短的极化时间就能完全极化，而轻烃要完全极化则需要较长的极化时间。因此，根据轻烃与水在极化时间上的差异，使用较长和较短的两个极化时间，得到两个Ｔ１谱，将它们相减，这样水的信号就能抵消，而轻烃的信号一部分留在差分谱中，可以通过此方法来识别油气，叫做差分谱法。
对于大多数情况，此种方法是行不通的，当运用此种方法处理较大孔隙的地层或水淹层时，结果并不是想象的那样。这是因为对于大孔隙，水也需要较长的极化时间，因此水的信号就不能被完全被抵消。这样通过处理得到的差分谱上，水层往往显示有很强的差分谱信号，这样就给油气层流体性质的识别造成很大的困难，往往处理结果不可靠。
在定量评价含烃饱和度方面，目前主要应用哈里伯顿公司的时间域分析技术ＴＤＡｔ２１。时间域分析技术ＴＤＡ处理的主要思路是：由于烃与水的Ｔ２存在差异，并依赖二相特征驰豫，来反演出回波差分信号，并由已经确定出的烃的视孔隙度，经过Ｔ１的校正后，再经过含烃指数的校正，即可得到含烃孔隙度与含烃饱和度。
５．２由烃与水的Ｔ２存在差异确定含烃饱和度乜羽
通常情况下，对于核磁共振测井中的双极化时间测井，在评价含烃饱和度方面，根据烃与水的Ｔｌ的差异来定量评价地层的含烃情况【２９】是一个很不错的方法，对于一般情况，应用很好。但也存在一些地层，测得的烃与水有相差不大的Ｔ１，但是Ｔ２却有较大的差异，这时候就可以利用烃与水的Ｔ２差异来定量评价含烃饱和度。
就像前面曾经听到过的一样，运用差分谱信息识别油气是目前最常用方法，但是这种方法一般并不可靠，只从定性上解决了问题，并且还受很多因素的影响。影响最大的就是孔径的大小和地层的水淹情况，对于比较大的孔隙地层和水淹很严重的地层，经过处理的Ｔ２都有很强的差分谱信息，另外噪音的影响也不可忽略，差分谱上往往都会出现一些根本不是烃的信号，因此对结果将产生极大的影响。２０
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在定量评价含烃饱和度方面，目前主要应用哈里伯顿公司的时间域分析技术。时间域分析技术ＴＤＡ处理的主要思路是：由于烃与水的Ｔ２存在差异，并依赖二相特征驰豫，来反演出回波差分信号，并由已经确定出的烃的视孔隙度，经过Ｔ１的校正后，再经过含烃指数的校正，即可得到含烃孔隙度与含烃饱和度。
但在在大多数情况下，差分信号也存在束缚水的Ｔ２区间内，考虑到这种情况，我们必须首先将这部分信号给处理掉，以避免反演出来的烃的视孔隙度产生较大的误差。５．３由双ＴＥ测井来确定含烃饱和度‘删
核磁共振上使用增强扩散法识别油气，根据油和水的扩散驰豫的不同步，应用此方法，可以定性的识别地层含有轻质油的状况。其具体处理工程是，在核磁共振测井时，先采用比较短的回波间隔测井，得到Ｔ２谱，然后采用长的回波间隔测井，从得到的Ｔ２谱上可以看出，水的Ｔ２分布峰向前移动很大，但是油的Ｔ２分布峰前移却很小，从而在Ｔ２分布上可以看到明显的油水峰分布，水的峰在前面，油的峰在尾端。
上面只介绍了在定量上可以采用增强扩散法识别油气，然而如何定量评价含烃饱和度呢，一般使用他截止值法。实现过程是：在核磁共振测井得到的不同的Ｔ２分布信息中，选择出一个油和水信号分界面最明显的Ｔ２分布，通过积分能够计算出油所占的体积。即，在上面得到的基准的Ｔ２分布上，从Ｔ２特征范围内找出一个最低点作为油气与水的分界线点，则此分界线点到Ｔ２谱分布的最大值也就是他的最大数值所包络的总面积就是原油的体积。
以上的方法对截止值的估计的准确性有很大的依赖，如果Ｔ２截止值估计不准，也就是油和水信号的Ｔ２分布分部的分界线不明显，这样计算出的原油体积就是不准确的，而我们实际处理中，有时侯油和水的分界线就是不明显，这样就不能使用上面所说的截止值法，而是常常使用取平均值的方法，但是这样做的话，将会产生很大的误差。
当然还可以使用ＤＩＦＡＮ程序定量评价含烃饱和度，这个程序哈里伯顿公司开发的，其中程序使用的主要方法是交会图法【２】。在实际应用中，要想使用此程序来定量评价含烃饱和度，需要提供一些额外的信息，比如烃与水的粘度、压力、温度等信息。然而在初期勘探中，要想得到这些信息是比较困难的。另外需要指出，采用交会图操作，在参数的选择上会比较麻烦，并且ＤＩＦＡＮ程序只能处理ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ与ＭＲＩＬＣ资料，要想比较普遍的应用起来还是很困难的。２ｌ
第五章定量评价含烃饱和度
５．４实际资料处理与对比
５．４．１ＤＰＰ与ＭＲＰＰＳ处理技术与过程对比
ＭＲＰＰＳ是在微机上开发的一套处理ＭＲＩＬＰ型核磁共振测井资料的软件系统，它的文件支持格式是ＦＯＲＷＡＲＤ软件平台数据格式。ＭＲＰＰＳ在软件实现过程中遵循如下原则，首先是搞清ＤＰＰ的各种处理方法与技巧，尽量采用ＤＰＰ的处理技术，保留ＤＰＰ技术的选项，再此基础上提出改进，以克服ＤＰＰ的不足不处。表５—１是ＤＰＰ与ＭＲＰＰＳ处理技术与实现过程对比。
表５一ｌＤＰＰ与ＭＲＰＰＳ处理技术与过程对比
过程ＤＰＰ技术ＭＲＰＰＳ技术
ｌ文件对双ＴＷ双ＴＥ测量模式首先要分离成双不用分离文件，各组数据保存一道曲线文分离Ｔｗ和双ＴＥ测量模式的文件分别才能进件中，对一个文件进行处理
行处理。
２回波两道信号计算，相位角计算，旋转前叠加，与ＤＰＰ技术一样，叠加次数是可选的，生成旋转，旋转后叠加。可进行高分辨率的同波信号生成。
３时深中心深度采用平移法，类似的近点插值，中心深度采用平均计算，近点插值，选择转换同个深度点的数据重复多最近深度点的数据，重复数据少。
４回波两个文件分别进行处理各组回波拆分后保存在一个文件中，可以拆分对不同组回波进行分别组合。
５反演ＭＡＰ—ＩＩ，对差分谱，高噪音信号处理效模平滑法，对高噪音信号处理效果好。对方法果差。数与指数布点方式选择，处理速度快。平
应用指数反演后分成２００份放置在对数道滑因子可与噪音相关也可统一选择。
上。
６拼接强制拼接，拼接痕迹明显三种拼接方法选择，强制拼接、改进的拼
接法与联合反演法
７参数计算截止法，频谱法与ＤＰＰ一样
８油气ＴＤＡ、ＤＩＦＡＮ各两个模块实现，操作麻烦。多种油气评价方法实现在一个ＦＬＡＮ模评价块中。改进的ＴＤＡ方法，可实现根据烃
水Ｔｌ与Ｔ２差异分别进行含烃饱和度计
算。改进的ＤＩＦＡＮ方法，操作简便，技
术更为合理。
５．４．２两种软件处理实际井对比
为了考核ＭＲＰＰＳ的处理效果，选取了五口不同测井模式、不同的地层、不同流体性质的井进行实时处理。同时应用哈利伯顿的ＤＰＰ平台上的ＭⅪＬ．－Ｐ型核磁共振测井资料处理软件进行同参数的处理，表５—２是选择的处理对比井情况
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表５—２处理对比井
井名测量模式地层特征
实例１井双ＴＥ测量模式：Ｄ９ＴＥ３１２砂泥地层，储层发育，物
性较好。
实例２井单ＴＥ测量模式：Ｄ９ＴＰｌ２粗面岩地层，原生孔隙度
小，裂缝不发育，储层物
性差。
实例３井双ＴＷ双ＴＥ测量模式：砂泥地层，储层发育，物
Ｄ９ＴＷＥ３性较好，轻质油层
实例４井双ＴＷ双ＴＥ测量模式：储层发育，物性较好，气
Ｄ９ＴＷＥ３层。
实例５井双ＴＷ双ＴＥ测量模式：砂泥岩地层，稠油层。
Ｄ９ＴⅥ吧３
５．４．３实例ｌ井
该井是砂泥地层，储层发育，物性较好。选该井两种软件处理成果的比较如下：５．４．３．１回波串处理的比较
ＭＲＰＰＳ与ＤＰＰ处理后的回波串形态相同，吻合较好。经时深转换处理后，对统一记录在一条曲线内的各组回波信号道数据进行分离，分别形成各组回波信号道曲线；与ＤＰＰ软件在深度上稍有偏差，形态相似。对比成果如图５．１所示。可以看到：第一道是两个软件处理后的自然伽马曲线，吻合较好。第二道是两个软件在时间域里处理的回波串信号形态相同，吻合较好。第三、四、五道是两个软件在深度域里处理的三组回波串信号，形态相同，在深度上有偏差，原因是插值选择方法不同。
第五章定量评价含烃饱和度
泓ＧＲＥａＩｏ时闻域睡线ＥＣＩ｛Ｏ激黛槌蕾臻ＥｃＨ啾鞠Ｂ组曲线Ｅ囝嘲麓Ｃ组瞳缱
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图５．１实例１井两种软件回波串处理成果对比图
５．４．３．２Ｔ２分布反演比较（１）ＭＲＰＰＳ３０点对数反演与ＤＰＰ软件的比较（见图５—２）
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第五章定量评价含烃饱和度
图５—３实例１井ＭＲＰＰＳ５０点对数反演与３０点对数反演对比图（３）ＭＲＰＰＳ指数反演与ＤＰＰ软件的比较（见图５．４）
中国石油大学（华东）工程硕士学位论文
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图５—４实例１井ＭＲＰＰＳ指数反演与ＤＰＰ软件对比图
从上面的图中可以看出处理效果的不同之处，主要在粘土峰段差距较大，有效孔隙度的长成分Ｔ２分布相差不大。这是因为粘土信号是从ＰＲ组中拼接得到的，ＰＲ组信噪比高，为了拼接，ＤＰＰ处理选择的平滑因子小，造成Ｔ２分布峰徒，另外在前端信号的极化校正的方法上可能还存在问题，造成ＤＰＰ处理的粘土孔隙度过大。
第五章定量评价含烃饱和度
５．４．３．３地层参数的比较
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图５—５实例１井指数反演求取地层参数成果比较图
如图５—５所示是指数反演两种软件处理得到的地层参数对图。第二道粉色填充的是两软件的求取的总孔隙度的差别，ＤＰＰ软件求取的大于ＭＲＰＰＳ的值。绿色和棕色的线为有效孔隙度基本吻合，稍有差距是由于ＭＲＰＰＳ粘土截止值为３ｍｓ，而ＤＰＰ软件为４ｍｓ。填充红色的是ＭＲＰＰＳ求的可动流体体积。第三道是ＭＲＰＰＳ计算的组分总孔隙度。第四道是ＤＰＰ软件计算的组分总孔隙度。可以看出ＤＰＰ软件计算的３ｍｓ前的组分孔隙度明显大于ＭＲＰＰＳ计算。这是由于对粘土信号的处理技术不同造成的。第五道是ＭＲＰＰＳ计算的组分有效孔隙度。第六道是ＤＰＰ软件计算的组分有效孔隙度。由于解谱技术的不同，从形态和数值上有所不同，相差不大。第七道是两软件的求取的渗透率曲线，基本吻合。
中国石油大学（华东）工程硕士学位论文
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图５—６实例ｌ井对数反演求取地层参数成果比较图
如图５—６所示对数反演两种软件处理得到的地层参数对图。对比效果与指数反演求取参数的一致。
如图５—７所示，ＭＲＰＰＳ处理得到的Ｔ２ＴＥＬ、Ｔ２ＴＥＳ、Ｔ２ＩＮＴ、ＳＷＦＡＮ与ＤＰＰ软件处理得到的Ｔ２Ｌ、Ｔ２Ｓ、Ｔ２ＩＮＴ、ＤＩＦＳＷ的大部分层从形态上、量级上是一致。个别层出入大一些，尤其是含水饱和度。
第五章定量评价含烃饱和度
图５—７实例１井两种软件ＤＩＦＡＮ分析成果对比图
５．４．４实例２井
本井是粗面岩地层。原生孔隙度小，裂缝不发育，储层物性差。选取测井模式为二组的Ｄ９ＴＰｌ２模式。为标准Ｔ２测井。ＤＰＰ软件处理的核磁有效孔隙度在２－５％之间，其中束缚流体体积在０－４％之＿ｆｎ－］，可动流体体积基本１－２％。
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图ｓ一８实例２井两种软件回波串处理成果对比图
５．４．４．２反演后比较
如图５—９所示。图中第二道是没进行拼接前的他谱。显示的比较杂乱，不连续。第三道是没进行拼接的Ｃ组的Ｔ２分布。第四道是ＤＰＰ软件处理的完整的砣谱。
图中第五道是进行拼接后的Ｔ２谱。与ＤＰＰ软件处理的Ｔ２谱差距较大。尤其是粘土部分。因为ＭＲＰＰＳ在３．８ｍｓ．８ｍｓ是Ｃ组和Ａ组的总贡献。而ＤＰＰ软件处理的Ｔ２谱前４ｍｓ是Ｃ组的Ｔ２谱４ｍｓ后是Ａ组的Ｔ２谱。
第五章定量评价含烃饱和度
图５—９实例２井两种软件反演成果对比图
５．４．４．３地层参数的比较
如图５－－１０所示。第二道的总孔隙度相差较大，有效孔隙度相差也大。第五道的ＰＣ机处理的ＳＤＲ模型渗透率比ＤＰＰ处理大一倍。而Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型渗透率没计算出值。
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图５一ｌＯ实例２井两种软件地层求取地层参数成果比较图
由于本井孔隙度小，信号小，造成信噪比低，ＤＰＰ处理低信噪比平滑过大，造成处理结果不同。５．４．５实例３井
本井是砂泥地层，储层发育，物性较好，是一口轻质油的例子。核磁资料显示良好，试油显示为很好的油层。选取测井模式为五组的Ｄ９ＴＷＥ３模式。即双ＴＷ、双ＴＥ测井。５．４．５．１回波串处理的比较
如图５—１１所示，五组和差分的回波串吻合较好。
第五章定量评价含烃饱和度
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图５—１１实例１０３井两种软件回波串处理成果对比图
５．４．５．２反演后比较
如图５
１２所示。第六道为ＭＲＰＰＳ处理的差分谱。第七道为ＤＰＰ软件处理自差分
谱。ＭＲＰＰＳ的差分谱陡且窄，而ＤＰＰ处理的差分谱扁宽向后。低信噪比造成的玉滑的结果。
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图５—１２实例３井两种软件反演成果对比图
５．４．５．３地层参数的比较
从图
５—１３
中可以看出，两种软件处理结果较吻合。
第五章定量评价含烃饱和度
图５一１３实例３井两种软件地层参数处理成果对比图
５．４．５．４流体分析比较
（１）ＤＡＮ（差分谱）分析比较（见图５—１４）。ＦＬＡＮ程序ＤＡＮ分析中采用两种分析方法。１、Ｔ１计算方法。
２、Ｔ２、Ｔ１综合计算方法。