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核磁共振測井資料解釋方法研究(碩士論文重要)
１０４２５
Ｇ０６０１０４０
工程碩士學位論文
ＣｈｉｎａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍ
ＤｅｇｒｅｅＴｈｅｓｉｓｏｆＥｎｇｉｎｅｅｒｊｎｇＭａｓｔｅｒ
核磁共振測井資料解釋方法研究Ｔｈｅ
Ｃａｎｄｉｄａｔｅ：ＷａｎｇＦｅｎｇｍｅｉ
Ｓｕｐｅｒｖｉｓｏｒ：Ｐｒｏｆ．ＳｕｎＪｉａｎｍｅｎｇ
關于學位論文的獨創性聲明
本人鄭重聲明：所呈交的論文是本人在指導教師指導下獨立進行研究工作所取得的成果，論文中有關資料和數據是實事求是的。盡我所知，除文中已經加以標注和致謝外，本論文不包含其他人已經發表或撰寫的研究成果，也不包含本人或他人為獲得中國石油大學（華東）或其它教育機構的學位或學歷證書而使用過的材料。與我一同工作的同志對研究所做的任何貢獻均已在論文中作出了明確的說明。
若有不實之處，本人愿意承擔相關法律責任。
學位論文作者簽名：至旦絲日期：叫。年６月７Ｅｔ
學位論文使用授權書
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保密學位論文在解密后的使用授權同上。
指剝幣簽名：芬紅啦學位論文作者簽名：至壘魚日期：劫ｌ口年ｂ月－７Ｅｔ
日期．講年６月７日
摘要
核磁共振測井儀ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ采用ＣＰＭＧ脈沖系列測量自旋回波衰減，使用多種頻率工作，測量的原始信號是多組回波列的幅度信息、初始相位角信息及相關信息。早期我們根據井場提供的回波信號曲線直接反演Ｔ２分布以及開展后續的應用。在應用中我們發現回波信號的信噪比通常很高，深度間距小、采樣率高，認為核磁共振測井的曲線分辨率是比較高的。隨后發現，在泥巖段常常也有可動流體孔隙度出現，層界面顯示不清楚，說明回波信號曲線的分辨率并不是與采樣率相關的。經研究發現：為了提高信噪比，井場所提供的回波信號曲線過分地采用了疊加技術。
目前，ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ是國內引進最多，測井最多，測井效果比較好的核磁共振測井儀。國內還未見到成熟的ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ測井資料處理軟件，主要使用哈里伯頓ＤＰＰ軟件進行資料處理與解釋。相關文獻僅僅介紹了資料的處理流程與資料處理情況¨１，但核磁測井原始數據的記錄方式、數據組織結構不清楚，如何改善回波信號曲線的分辨率，如何準確地從初始測量信息中提取回波信號曲線的相關關鍵技術未見介紹。
筆者通過對ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ測井數據解剖分析與與核磁測井數據處理方法的深入研究，弄清了該測井儀的測量方式，原始測量信息與數據記錄方式，提出了從時間域原始測量信號數據處理到深度域回波信號曲線的一系列關鍵技術與７個步驟，編制了處理軟件，進行了資料處理與ＤＰＰ處理結果的對比。關鍵詞：核磁共振測井，回波信號，疊加技術，分辨率
ｕｅｎｃｅｓ，ｉｔ
ｗｏｒｋｓｗｉｔｈｖａｒｉｏｕｓｆｒｅｑｕｅｎｃｉｅｓ．ｔｈｅｏｒｉｇｉｎａｌｓｉｇｎａｌｓｏｆｍｅａｓｕｒｉｎｇａｒｅｔｈｅａｍｐｌｉｔｕｄｅｏｆｓｅｖｅｒａｌｅｃｈｏｓｅｑｕｅｎｃｅｓ、ｔｈｅｉｎｉｔｉａｌｐｈａｓｅａｎｇｌｅｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎａｎｄｒｅｌａｔｅｄｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎ．ＥａｒｌｙｗｅｉｎｖｅｒｔＴ２ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｄｉｒｅｃｔｌｙａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｆｏｌｌｏｗｉｎｇａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎａｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｅｃｈｏｓｉｇｎａｌｃｕｒｖｅｓｐｒｏｖｉｄｅｄｂｙｔｈｅｗｅｌｌｓｉｔｅ．Ｉｎｔｈｅａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｗｅｆｉｎｄｔｈｅｓｉｇｎａｌ—ｔｏ?ｎｏｉｓｅｒａｔｉｏｏｆｅｃｈｏｓｉｇｎａｌｉｓｏｆｔｅｎｖｅｒｙｈｉｇｈ，ｔｈｅｓｐａｃｅｏｆｄｅｐｔｈｉｓｓｍａｌｌ，ａｎｄｔｈｅｓａｍｐｌｉｎｇｒａｔｅｉｓｈｉｇｈａｎｄｗｅｔｈｉｎｋｔｈａｔｔｈｅＣＨＩＶｅｒｅｓｏｌｕｔｉｏｎｏｆＮＭＲｌｏｇｇｉｎｇｉｓｒｅｌａｔｉｖｅｌｙｈｉｇｈ．Ｓｕｂｓｅｑｕｅｎｔｌｙｗｅｆｉｎｄｔｈｅｒｅｏｆｔｅｎｏｃｃｕｒｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｐｏｒｏｓｉｔｙｉｎｔｈｅｍｕｄｓｔｏｎｅ，ｌａｙｅｒｉｎｔｅｒｆａｃｅｄｉｓｐｌａｙｉｓｎｏｔｃｌｅａｒ，ｗｈｉｃｈｐｒｅｓｅｎｔｓｔｈａｔｔｈｅｒｅｓｏｌｕｔｉｏｎｏｆｅｃｈｏｃｕｒｖｅｉｓｎｏｔａｓｓｏｃｉａｔｅｄｗｉｔｌｌｔｈｅｓａｍｐｌｉｎｇｒａｔｅ．Ｗｅｆｉｎｄｔｈｒｏｕｇｈｒｅｓｅａｒｃｈ：Ｉｎｏｒｄｅｒｔｏｉｍｐｒｏｖｅｓｉｇｎａｌｔｏｎｏｉｓｅｒａｔｉｏ，ｔｈｅｅｃｈｏｓｉｇｎａｌｃｕｒｖｅｐｒｏｖｉｄｅｄｂｙｗｅｌｌａｒｅａｓｉｓｏｖｅｒ－ｕｓｅｏｆｔｈｅｓｕｐｅｒｉｍｐｏｓｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅ．
Ｃｕｒｒｅｎｔｌｙ，Ｍ剛ＬＰｒｉｍｅｒｉｓａＮＭＲｌｏｇｇｉｎｇｔｏｏｌｗｈｉｃｈｉｓｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄｔｈｅｍｏｓｔｉｎＯｕｒｃｏｕｎｔｒｙ，ｌｏｇｓｔｈｅｍｏｓｔａｎｄｈａｓａｂｅｔｔｅｒｌｏｇｇｉｎｇｒｅｓｕｌｔｓ．ＣｈｉｎａｈａｓｎｏｔｓｅｅｎｍａｔｕｒｅＭ剛Ｌ＿Ｐｒｉｍｅｒｌｏｇｇｉｎｇｄａｔａｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｓｏｆｔｗａｒｅ；ｗｅｍａｉｎｌｙｕｓｅｔｈｅＨａｌｌｉｂｕｒｔｏｎＤＰＰｓｏｆｔｗａｒｅｆｏｒｄａｔａｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇａｎｄｉｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎ．Ｒｅｌａｔｅｄｄｏｃｕｍｅｎｔｓｏｎｌｙｄｅｓｃｒｉｂｅｔｈｅｃｏｕｒｓｅａｎｄｓｉｔｕａｔｉｏｎｏｆｄａｔａｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ，ｂｕｔｔｈｅｒｅｃｏｒｄｉｎｇｗａｙｏｆｔｈｅｏｒｉｇｉｎａｌｄａｔａｏｆｎｕｃｌｅａｒｍａｇｎｅｔｉｃｌｏｇｇｉｎｇａｎｄｔｈｅｄａｔａｓｔｒｕｃｔｕｒｅａｒｅｎｏｔｃｌｅａｒ．Ｔｈｅｒｅｉｓｎｏｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎａｂｏｕｔｒｅｌａｔｅｄｋｅｙｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓｒｅｆｅｒｒｉｎｇｈｏｗｔｏｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅｒｅｓｏｌｕｔｉｏｎｏｆｅｃｈｏｓｉｇｎａｌｃｕｒｖｅａｓｗｅｌｌａｓｈｏｗｔｏａｃｃｕｒａｔｅｌｙｅｘｔｒａｃｔｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎｆｒｏｍｔｈｅｉｎｉｔｉａｌｍｅａｓｕｒｉｎｇｅｃｈｏｓｉｇｎａｌｃｕｒｖｅｓ．ＴｒｏｕｇｈａｎａｔｏｍｉｚｉｎｇｔｈｅｌｏｇｇｉｎｇｄａｔａａｎｄｄｅｅｐｓｔｕｄｙｉｎｇｔｈｅｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｍｅｔｈｏｄｏｆＮＭＲｄａｔａ，ｔｈｅａｕｔｈｏｒｉｄｅｎｔｉｆｉｅｓｔｈｅｍｅａｓｕｒｉｎｇｍｅｔｈｏｄｓ，ｔｈｅｏｒｉｇｉｎａｌｓｕｒｖｅｙｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎａｎｄｄａｔａｒｅｃｏｒｄｉｎｇｗａｙｓｏｆｔｈｅｌｏｇｇｉｎｇｔｏｏｌ，ｐｒｅｓｅｎｔｓａｓｅｒｉｅｓｏｆｋｅｙｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓａｎｄｓｅｖｅｎｓｔｅｐｓｆｒｏｍｏｒｉｇｉｎａｌｍｅａｓｕｒｉｎｇｓｉｇｎａｌｄａｔａｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｉｎｔｉｍｅｄｏｍａｉｎｔｏｅｃｈｏｅｓｓｉｇｎａｌｃｕｒｖｅｉｎｄｅｐｔｈｄｏｍａｉｎ，ｄｅｖｅｌｏｐｓｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｓｏｆｔｗａｒｅａｎｄｍａｋｅｓｃｏｍｐａｒｉｓｏｎｂｅｔｗｅｅｎｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｏｆｄａｔａｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇａｎｄＤＰＰｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＮＭＲｌｏｇｇｉｎｇ，Ｅｃｈｏｓｉｇｎａｌ，Ｓｕｐｅｒｉｍｐｏｓｉｎｇ，Ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ，Ｒｅｓｏｌｕｔｉｏｎ
…………………３
…………………３
…………………４
２．１ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ測井信息……………………………………………………………………～５２．１．１觀測模式……………………………………………………………………………５
第四章儲層參數解釋與油氣識別方法
４．１確定孔隙度…………………………………………………………………………．１４４．２估算滲透率…………………………………………………………………………．１４４．２．１ＳＤＲ模型………………………………………………………………………………………………１５．４．２．２Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型…………………………端，……………………………………．１５
４．３定性識別天然氣……………………………………………………………………．．１６４．３．１核磁共振測井識別天然氣的原理…………………………………………………………………１６４．３．２位移譜……………………………………………………………………………………………．１６４．３．３Ｔ２對數平均曲線…………………………………………………………………………………一１６４．３．４回波比曲線…………………………………………………………………………………………一１７４．４定性識別油水層……………………………………………………………………．１７４．４．１油對巖樣億分布影響………………………………………………………………ｌ７～４．４．２時域分析識別油水層…………………………。：……ｊ……………………………．１８
４．４．３差分譜識別油氣水………………………………………………………………………．１８４．４．４增強擴散識別油水屢…………………………………………………………………．．１９
第五章定量評價含烴飽和度……………………．．２０
５．１由烴與水的Ｔ１存在差異確定含烴飽和度………………………………………．２０５．２由烴與水的Ｔ２存在差異確定含烴飽和度………………………………………．２０５．３由雙ＴＥ測井來確定含烴飽和度……………………………………………………２１５．４實際資料處理與對比………………………………………………………………２２５．４．１ＤＰＰ與ＭＲＰＰＳ處理技術與過程對比…………………………………………………………．２２５．４．２兩種軟件處理實際井對比………………………………………………………………．２２５．４．３實例１并…………………………………………………………………………………………２３５．４．４實例２井………………………………………………………………………………………………。３０５．４．５實例３井………………………………………………………………………………………………．．３３５．４．６實例４井………………………………………………………………………………………………一３８５．４．７實例５井……………………………………………………………………………………………一４３５．５小結……………………………………………………………………………………………………………．４８結論５０參考文獻………………．５２
攻讀碩士學位期間取得的學術成果………………………………………………．５４ｉ沒謝…………………………………………………………………………………………………………………………………５５
Ｉ———蓄工程碩士學位論文
．ｊ▲－－＾一
日ＩＪ吾
１．１選題的科學依據及意義
核磁共振測井儀ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ，簡稱Ｐ型儀器，采用的是ＣＰＭＧ脈沖系列進行自旋回波衰減測量，它使用多種頻率工作，原始信號由多組回波列的初始相位角信息、幅度信息及相關信息組成。首先將這些信息轉換成正交的兩個信道的自旋回波，接著將這兩個信道的自旋回波疊加濾波處理，估算信號相位并計算出包含自旋回波幅度并含有噪音的回波信號曲線和只含有噪音的噪音曲線。回波信號曲線可用來反演Ｔ２分布，噪音曲線可用來估算噪音的均方差和標準方差。采用地區經驗的Ｔ２截止值或結合巖樣室內ＮＭＲ測量Ｔ２截止值來確定毛管束縛水飽和度、束縛水體積、可動流體體積等儲層參數，并建立地區滲透率的經驗模型。當然也可以根據回波信號曲線或Ｔ２分布定性或定量評價含烴飽和度【ｌｌ。
早期時候根據井場提供的回波信號，我們直接采用多指數擬合反演Ｔ２分布，并開展了后續應用。通過應用，我們了解到回波信號的信噪比通常比較高，采樣率也高，深度間距很小，所以我們認為核磁共振測并的曲線分辨率是比較高的。后來我們又了解到泥巖段往往也有可動流體空隙度出現，但是它的層界面常常顯示不很清楚，這充分說明了回波信號曲線的分辨率并不與采樣率是相關的。通過一系列研究我們發現：井場為了提高信噪比，所提供的回波信號曲線過分地使用了疊加技術。
目前，我國引進最多、測井最多、測井效果比較好的核磁共振測井儀是ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ。但是國內還沒有比較成熟的ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ測井資料處理軟件，大家現在應用最多的主要是哈里伯頓ＤＰＰ軟件，來進行資料處理與解釋。對于這款軟件，還沒有資料對其進行比較詳細的介紹，相關文獻僅僅對資料的處理流程及處理情況進行了簡單的介紹【２１，但核磁測井的原始數據的記錄格式、數據結構的組織并不清楚，關于怎樣提高回波信號曲線的分辨率，怎樣從初始的信息中準確地提取出回波信號曲線的一些關鍵技術并沒有進行介紹ｌｌＪ。
本文的研究目的是為尋求一種更合適的核磁測井資料解釋處理方法，以便利用核磁共振測井資料判斷流體性質，進行流體識別，既與國外軟件具有一致性，同時在理論和實用上又具有一定的先進性，提高判別符合率。
第一章前言
１．２國內外研究現狀
核磁共振測井是２０世紀９０年代世界測井工業的重大技術進步之一。隨著使用永久磁體和脈沖射頻場方法的ＮＭＲ測井儀器的發展，ＮＭＲ測井技術在世界范圍內得到飛速發展，其技術也越來越成熟，測井資料應用范圍越來越廣，由此為地層評價和巖芯分析打開了一個新的視野。自推出以后，在短短的幾年時間內就得到比較廣泛地應用，成為復雜油氣藏評價的重要方法之一。其獨特的優勢使之備受關注，新的需求不斷涌現，促使研究和開發者不斷對其進行改善和提高。
國外Ｒ．Ｌ．Ｋｌｅｉｎｂｅｒｇ（１９９７）等對油藏流體的核磁共振弛豫特征包括含氫指數（ＨＩ）、弛豫時間Ｔ１，Ｔ２以及擴散系數Ｄ等進行了研究，并對油藏巖石的Ｔ１弛豫時間和Ｔ２弛豫時間之間的相互關系以及各自的應用進行了分析討論【３】。Ｊａｍｉｎ．Ｄ等（１９９８）對核磁共振測井油、水分辨問題進行了研究，認為向地層內注入弛像試劑可以有效縮短水相的弛豫時間，從而可實現地層油、水信號分辨［４１。ＹａｋｏｖＶ（１９９９）等給出了從核磁共振測井數據中計算可動流體百分數的新方法ｆ５Ｊ。Ｒａｍｕｋｒｉｓｈｎａｎ（１９９９）等對從核磁共振測井數據中獲取地層孔徑分布和毛管壓力曲線問題進行了研究［６１。Ｍ．Ａｌｔｕｎｂａｙ等（２００１）將核磁共振測井獲得的地層孔隙度與常規測井孔隙度及巖心分析孔隙度進行了比較，認為核磁共振測井不但可以獲得地層有效孔隙度而且還可以獲得地層總孔隙度［７１。ＪｕａｎＣａｒｌｏｓＧｌｏｒｉｏｓｏ等（２００１）給出了核磁共振測井最佳參數選擇方法，另外還對擴散弛豫作用進行了研究，認為在核磁共振測井中有效利用擴散作用可測定地層油相飽和度【８】。總之，國外在核磁共振測井方面的文獻很多，國外學者的研究成果對我國油氣田現場核磁共振測井和本項研究工作有重要的參考作用。
我國測井界從七十年代末開始關注核磁共振測井的發展。１９９６年，我國成功地進行了首例現場核磁共振測井，同時室內基礎實驗研究工作也相繼開展。肖立志教授著有《核磁共振成像測井與巖石核磁共振及其應用》一書，比較系統、全面地介紹了核磁共振測井原理、儀器及國內外現場應用效果等【９】。肖立志對我國核磁共振應用中的若干重要問題進行了探討【１０１。張超謨等在基于核磁共振Ｔ２譜分布的儲層巖石孔隙分形結構方面做了研究…ｌ。謝然紅，肖立志等研究了識別儲層流體的（Ｔ２，Ｔ１）二維核磁共振方法【１２】。馬建海，孫建孟等在基于迭代Ｔｉｋｈｏｎｏｖ正則化的核磁測井解譜方法方面做了大量研究【１３１。其后，還有很多教授、學者和科研小組針對國內油氣田的實際情況，開展了大量的應用基礎研究工作。在現場應用中對許多常規測井無法解決的問題提供了新的思
中國石油大學（華東）工程碩士學位論文
路與方法，取得了一定的效益。
１．３研究內容及方法
１．３．１研究內容
１）Ｐ型與Ｃ型核磁測井數據轉換研究。
２）核磁測井原始信號數據轉換、相位校正、疊加濾波方法研究。
３）時深轉換研究。
４）Ｔ２譜反演方法研究。
５）核磁測井參數解釋研究。
６）流體性質判別方法研究。
１．３．２研究方法
１）認真解剖哈里伯頓核磁處理軟件與方法。
２）核磁測井方式分析，搞清Ｐ型【１４１及Ｃ型核磁【１５】數據保存格式。Ｐ型核磁有九種頻率工作，組合起來多達上百種測井方式。每種測井方式所存取的數據方式不一樣，因而需要實際分析核磁測井采用哪一種方式工作，再根據相應的工作方式從原始測井記錄數據中分離出相應的核磁測量數據，作為下步處理之用。
３）核磁測量信號預處理方法研究。核磁共振測井記錄的是兩個信號道的自旋回波串，測量得到的這兩道曲線要經過濾波處理，然后估算信號相位并計算得到一條有自旋回波幅度和噪音的自旋回波曲線和一條只含有噪聲的噪聲信號曲線。我們得到的信號道曲線用來進行多指數擬合反演Ｔ２譜㈣，而噪聲道曲線則用來分析測井的質量。在得到信號道曲線之前，還要依次進行核磁測井數據相位校正、平滑疊加和濾波處理等操作。
４）時深轉換研究。Ｐ型核磁測井是以時間為索引而不是以實際測井深度記錄井下的測量信號的，因而需要將時間索引信息轉換為實際的測井深度。
５）Ｔ２譜反演方法研究。經過前面處理后的核磁信號是一條孔隙度衰減線，這條衰減線不能直觀地反映地層的孔隙結構情況，因而需要采用譜分析方法，將這條衰減線反演成各種Ｔ２馳豫時間以及所對應的孔隙度大小，即反演出Ｔ２分布。由于所建立的初始反演方程是病態的，而且又帶有約束，反演Ｔ２譜的好壞又會關系到以后的核磁孔隙度、可動孔隙度、滲透率等參數的準確性，因而需開展Ｔ２譜反演方法研究。
６）在Ｔ２譜反演基礎確定核磁孔隙度儲層參數研究。建立核磁孔隙度、滲透率解釋
第一章前言
模型，根據Ｔ２分布確定核磁總隙度、核磁有效孔隙度、粘土束縛流體孔隙度，毛管束縛流體孔隙度，束縛流體飽和度，滲透率等儲層參數。
７）利用核磁測井資料進行油氣水識別研究，如ＴＤＡ、差分譜【１７１，位移譜等方法研究。
１．４論文的主要成果
本論文主要取得了以下幾方面的成果：
１）核磁共振測井軟件系統微機化與處理流程簡單化。ＭＲＰＰＳ軟件系統具有自動測井模式判別、數據文件不用拆分，時深轉換更為合理，靈活的分段處理參數設置，ＭＲＰＰＳ軟件系統更易掌握與資料處理。
２）高速度低信噪比的Ｔ２反演算法與拼接方法。反演具有多種布點方式選擇、高分辨處理選擇、低信噪比的Ｔ２譜反演，以及改進的多種Ｔ２分布拼接方法，使處理的Ｔ２分布更為合理。同時可以進行多組回波反演，處理速度更快。
３）多種手段的油氣水識別方法。提出并重點發展了根據烴與水的Ｔｌ差異確定含烴飽和度、根據烴與水的Ｔ２差異確定含烴飽和度、根據雙ＴＥ測井確定含烴飽和度，以及截止法定量評價含油氣飽和度技術。改進了ＴＤＡ與ＤＩＦＡＮ的不足之處，在油氣評價方面，處理效果較好。
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第二章核磁共振測并資料預處理
２．１ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ測井信息
２．１．１觀測模式
ＭＲＩＬ．Ｐｒｉｍｅ核磁共振測井儀器使用了九個工作頻率，從低頻（離探頭較遠）到高頻（離探頭較近）分成五個頻帶，其中心頻率依次為５９０、６２０、６５０、６８０、７６０ｋｈｚ。前四個頻帶分別包含兩種頻率，第五個頻帶則只包含一種頻率，可以同時發射和接收ＰＲ、Ａ、Ｂ、Ｄ、Ｅ五組回波信號，能夠極大的提高測速和信噪比。中心頻率為７６０ｋｈｚ的只是用作粘土束縛水的測量，用來確定孔隙度。
根據核磁共振測井儀ＭＲＩＬ．Ｐｒｉｍｅ的９個頻率的實際使用情況，另外采用不同的ＴＷ和不同的ＴＥ，ＭＲＩＬ．Ｐｒｉｍｅ核磁共振測井儀有１００多種觀測模式，可以將它們歸納成四大類觀測模式以及五組回波信號測量（如表２—１）。
表２－１ＭＲＩＬ—Ｐｒｉｍｅｒ測量的回波信號與觀測模式㈣
觀測模式主要測量信息用途說明
單ＴＷ／單Ａ組主要用于儲層參數評價
ＴＥＰＲ組
雙Ｔｗ／單Ａ組：長ＴＷＡ、Ｂ組回波間隔相同，極化時間不同。
ＴＥＢ組：短ＴＷ可以應用油氣識別。
ＰＲ組
單Ｔ、Ｗ雙Ａ組：短ＴＥＡ、Ｂ組極化時間相同，回波間隔不同，
ＴＥＢ組：長ＴＥ可以應用油氣識別。
ＰＲ組
雙ＴＷ／雙Ａ組：短ＴＥ，長ＴＷＡ、Ｂ組可組成雙極化時間測井
ＴＥＢ組：短ＴＥ，短ＴＷＡ、Ｄ組可組成雙同波間隔不同。
Ｄ組：長ＴＥ，長ＴＷ可以應用油氣識別。
Ｅ組：長ＴＥ，短ＴＷ
ＰＲ組
２．２預處理步驟
核磁共振測井儀ＭＲＩＬ．Ｐｒｉｍｅ要通過七個關鍵步驟【ｌｓ】，才能由原始測量信號經過處理得到回波信號，這七個關鍵步驟如下：
１）兩道正交回波信號的確定；
２）相位角的計算；
３）旋轉前的疊加；
第二章核磁共振測井資料預處理
４）旋轉處理；
５）旋轉后的疊加；
６）時間域的差分；
７）各組回波的拆分、時深的轉換和等間距深度的采樣。
２．２．１正交回波信號的確定
通過核磁共振測井測量得到的原始回波串幅度Ｒａｍｐ與和其對應的初始相位角Ｒｐｈａ曲線，經過處理能得到兩道正交的回波信號Ｅｘ和Ｅｙ：
２．２．２相位角的計算
通過上面的公式得到Ｅｘ與Ｅｙ兩道正交信號，在采用如下的公式可以計算出回波串的幅度Ｅａｍｐ：
但是考慮到核磁信號一般采用天線測量，不可避免的受到噪音的影響，它的值可能出現正值，也可能出現負值，必須首先計算出正交相位角，再根據計算出的相位角進行旋轉處理方能得到正確的回波串信號值。
當然由于考慮到相位角計算中的穩定性和準確性，以進一步提高，我們可以首先在深度上通過信號的疊加，然后再計算出相位角。如下：
ｎ卅
緲＝ｔａｎ一導等一∑ｉ＝２∑ｋ＝ｌ剛）
其中，ｋ是深度序號，ｍ是疊加的深度樣點數。
２．２．３旋轉前的疊加∑∑現（ｆ）‘’２＿ｌＪ（２．１）
ＭＲＩＬ核磁共振測井儀采用的是強磁場，當天線中通過振蕩電流，會對地層施加一個交變磁場，而同時天線又是核磁共振測井的測量線圈，天線測量的是回波串信號，當采集到信號時，天線必然存在電磁感應現象，使測量的回波串信號的前１＂－－＇２個信號可能存在交變磁場的殘余信號，稱為環效應。環的幅度通常很高，超過了第１個回波信號。致力于消除環效應，核磁共振測井的信號測量就采用了旋轉前疊加相對技術。
對于Ｐ型核磁共振測井來說，應該首先進行同組同頻帶的信號疊加，然后通過９０。脈沖測量信號初始相位的處理，此后再進行疊加處理。另外，為了進一步提高信噪比，也可以擴大回波信號串的疊加點數，只是這樣會降低縱向分辨率。
中國石油大學（華東）工程碩士學位論文
２．２．４旋轉處理
為了得到回波信號道曲線與噪音道曲線，可以通過正交相位角的旋轉處理。可以得到兩條曲線，其中，Ｅｃｈｏ是既包含噪聲又包含信號道的曲線，而Ｎｏｉｓｅ卻只包含有噪聲。Ｅｃｈｏ可以用來進行多指數擬合反演出砣譜的分布，從而進行基于Ｔ２譜的相關應用。Ｎｏｉｓｅ則被用來估計噪聲的標準方差和均方差，以反映出核磁共振測井測量的質量問題。
２．２．５旋轉后的疊加
同組同頻帶的信號經過疊加以后，可經過上面介紹過的旋轉處理得到各組各頻帶的信號道Ｅｃｈｏ曲線與噪聲道Ｎｏｉｓｅ曲線。由于采用不同的觀測模式的原因，使得各個頻帶上可能會出現相同的組的回波信號。由于核磁共振測井儀所采用的頻率直接決定了它的探測區域，頻帶不同探測區域也是不同的，它的探測直接約為１６英寸。基于此，為了克服不同探測區域測量存在的不一致誤差，以及進一步提高測量的信噪比，還要進行同組不同頻帶的信號道與噪聲道的組合疊加處理，也就是旋轉后的疊加處理。２．２．６時間域的差分
對于核磁共振測井中使用到的雙Ｔｗ測井模式㈣測井，需要進行的主要是時間域的差分，即在深度轉換前，對自旋回波串進行差分。這樣做的目的是避免在深度域處理時，由于兩道信號的深度不匹配，從而帶來一定的誤差。
具體處理解釋流程是對于雙ＴＷ測井采集模式采集的兩個自旋回波串，經過估算儲層條件下的烴特征值，然后將回波串作差，接著搜索儲層條件下氣和油的Ｔ２和油的Ｔ１值，再計算視油的孔隙度和視氣的孔隙度，最后計算出校正后的油，氣，水的孔隙度以及含水飽和度【２０ｌ。
２．２．７各組回波的拆分、時深轉換與等間距深度的采樣
前面所進行的信號道曲線的處理都被放在ＥＣＨＯＳ中。一般將ＥＣＨＯＳ曲線拆為ＥＣＨＯＡ、ＥＣＨＯＢ、ＥＣＨＯＰ、ＥＣＨＯＤ、ＥＣＨＯＥ、ＥＣＨＯＤＩＦ等幾組回波曲線，可以很大程度上簡化后面的處理，也可以根據ＧＲＰ曲線進行定位。而對于各組回波信號曲線不采用插值的方法，而應該去使用鄰近原則，以防止插值法引起回波信號的改變。
各組曲線的記錄點的深度記錄在ＴＤＥＰ曲線中，因為要疊加，需要重新計算出疊加點的中心深度，當做各組回波信號的深度，需要結合疊加的次數與位置來計算。７
第三章Ｔ２分布反演與拼接
第三章Ｔ２分布反演與拼接
經過預處理得到的回波信號，顯然不能直接反映地質參數，需要進行反演處理得到Ｔ２分布，結合巖樣室內ＮＭＲ測量Ｔ２截止值或采用地區經驗Ｔ２截止值或相關解釋模型可以計算束縛水體積、可動流體體積、毛管束縛水飽和度等儲層參數，估計滲透率與粘度，以及開展定性或定量評價含烴飽和度的應用【２１１。
回波信號反演Ｔ２分布是一個多指數擬合過程，目前國內主要有三種算法：
ＳＶＤ法，ＤＰＰ稱ＭＡＰ—ＩＩ法。
模平滑法，又稱變換法。
ＳＩＲＴ法
通過對三種算法優缺點比較，可以得到以下認識【２】：
（１）Ｔ２譜反演的的最佳Ｔ２布點數為３０一５０，布點區間可以跨越３個數量級。
（２）ＳＶＤ適合于信噪比比較高（ＳＮＲ＞８０）的數據反演，當數據信噪比較低時，反演結果的分辨率較低。
（３）模平滑法穩定，容易實現非負限制，反演結果的連續性好，可適應較低的信噪比（ＳＮＲ＞２０）的數據反演，其缺點是當原始數據較大時，反演速度較慢。
（４）在進行巖石核磁共振信號的多指數反演處理量時，應保證原始信號信噪比大于２０，應優選選用模平滑法，只有當原始信號信噪比大于８０時，可選用模平滑法。
（５）ＳＩＲＴ法是一種整體迭代多指數修正反演算法，算法簡單，迭代收斂快，當全部馳豫信號參與運算或布點較多時，計算速度明顯快于ＳＶＤ算法，可適應于較低信噪比的數據的反演。
基于上述認識，很顯然，對于差分譜信號、低孔低滲儲層、碳酸巖等復雜巖性時，因為氫核含量小，信號小，相應的信噪比就會較低，ＳＶＤ反演的Ｔ２分布就會過分平滑，分辨率較低，反演的信號大小也會相應降低，其誤差也相應較大。很顯然只要提高了模平滑法的反演速度，同樣模平滑法就是比較好的算法。
３．１反演過程
在回波信號反演Ｔ２分布時，核磁共振馳豫可以寫成如下形式：８
中國石油大學（華東）工程碩士學位論文
Ｍ叫
／＿／于、．、＝冊∑趟只砭ｇ
（３—１）
疋，是先期假定的一系列的值，目前有二種方法先期假定疋，。一是采用２的指數冪形式：
早期采用７＂２ｒ＝２’ｍｓ，江１，２’３…１０，取值成份數太少，反演的Ｔ２分布不光滑。最新提出了改進，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１／２兩個值。Ｍ的值可以擴大２５甚至更大，這樣擴大了Ｔ２取值范圍。
另外一種取值方法是：從某一馳豫時間最小值到最大值疋曲一疋懈之間作對數均分。Ｔ２范圍一般為０．５ｍｓ－－５０００ｍｓ，取３０或５０個成份。
由于先期假定了一系列的疋。值，只需在反演中確定￡，因而核磁馳豫的數據處理就演變為一種線性的反演方法。
確定了各特征馳豫疋，和特征馳豫組分Ｍ后，結合回波串么（ｔｊ），ｊ＝ｌ，…，ｎ（ｎ為回波數）可以構成一超定方程組，寫成矩陣形式：
義Ｐ＝Ａ（３—２）
式中：Ｐ＝心，…，匕）ｒ；
Ｘ１ｌＸ１３●●●
研
Ｘ２ｌＸ２３●●●
冊
Ｘ＝：
●●●●
；●●●
Ｘ。ｌＸ月３●●●“ｔ；；Ｌ
研
ｒ
Ｘ｛『＝Ｐ２‘．
彳＝０（，。），Ａ（ｔ２），…，Ａ（ｔ。））７’
由上述方程組求出只的過程稱作解譜，它是核磁測井資料處理的關鍵。最小二乘解為：
Ｐ＝（Ｘ７’Ｘ）一?Ｘ７’?Ａ（３—３）
９
第三章Ｔ２分布反演與拼接
由于上述解不穩定，同時回波信號有較大的噪音，通常采用吉洪諾夫解瞄１：
Ｐ＝（Ｘ丁ｘ＋ａＩ）。１?Ｘｒ?Ａ（３—４）
口在數學上稱為阻尼因子，一般叫正則化因子，它決定了Ｔ２分布的平滑程度，口越大，Ｔ２分布越平滑，但解的誤差大。口的取值應與回波信號信噪比相適應，口取值：
口＝ｙ／ＳＮＲ（３－５）
式中，ＳＮＲ一回波信號信噪比；７一斯侖貝謝ＣＭＲ處理軟件中稱為ＧＡＭＭＡ因子，應根據經驗確定最佳值。
由于只反映的是各特征馳豫所占的比例，一系列只就構成了Ｔ２分布，經過刻度可化為孔隙度，因而￡顯然不能為負值，也就是說在反演Ｔ２時，必須滿足約束條件只≥Ｏ。３．２拼接
拼接處理一般分為三種方法：直接拼接法，合并回波串法，組合數據曲線法。
３．２．１直接拼接法
１）將ＰＲ組與ＦＲ組回波串分別反演，得到各自的Ｔ２分布ＤＩＳＴ＿＿ＰＲ、ＤＩＳＬＦＲ。２）從兩道的Ｔ２譜分布曲線上，用前端和后端的組份分別組合成新的Ｔ２分布。
３）一般情況下，如果要解決ＤＩＳＴ＿Ｊ曲線上的不平滑問題，往往首先要做的是進行一次正演，然后通過反演，得到新的ｒｒ２譜分布。
４）另外一種改進是對兩組數據中的４ｍｓ、８ｍｓ幅度值分別采用權系數加權和得到新的４ｍｓ、８ｍｓ幅度值，這樣可以盡量減小兩列回波信號中重疊部分的相差較大的影響。３．２．２合并回波串法
不同的回波數據組的幅度不同，所以，組合不同中的數據組之前必須進行幅度匹配。其步驟如下：
１）反演ＰＲ數據。
１６、２５６對于ＴＥ＝０．６ｍｓ，回波長度６ｍｓ的回波串用０．５、１、２、４、８、ｍｓ等組份反演，２５６ｍｓ看作基偏移。
２）反演ＦＲ數據。對于ＴＥ－－１．２ｍｓ，回波長度４８０ｍｓ的回波串用ｌ、２、４、…、１０２４ｍｓ等基本組份反演。
３）用ＰＲ組和ＦＲ數據計算的４ｍｓ，８ｍｓ差求雙指曲線。１０
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４）將雙指曲線加到原始的ＰＲ曲線上。
５）計算ＦＲ中３２—１０２４組份之和與ＰＲ中２５６ｍｓ的幅度差。
６）將基線偏移加到步驟４中計算的ＰＲ曲線上。
７）將步驟６中得到的新曲線與ＦＲ數據合并。
因為僅對ＰＲ回波串進行了線性處理，所以不受噪音的影響。但是如果兩組數據的４ｍｓ、８ｍｓ幅度值相差較大的話，其影響也較大。
３．２．３組合數據曲線法
組合數據曲線法又叫聯合反演法，將束縛水測量的ＰＲ與長成分測量的ＦＲ兩列回波數據采用不同的權處理（ＰＲ的誤差權小，ＦＲ的誤差權大），聯合構成最小二乘擬合方程。這樣可以克服拼接的不連續性。
組合數據曲線法的難點在于兩回波列的權系數的取舍，此參數不易控制。
３．３不同ａ反演
３．３．１實驗數據
為了考核Ｔ２分布的反演情況，首先選擇一條實驗數據反演的Ｔ２分布，稱為基本信號。根據基本信號再生成回波間隔ＴＥ：０．６ｍｓ，回波數目ＮＥ＝２０００的回波衰減信號。對該回波信號采用不同ａ進行反演Ｔ２分布，用來考核ａ對Ｔ２分布的影響。表３．１是不同ａ值的幅度值以及誤差表，絕對誤差是與原始幅度之差，原始信號幅度６．８１７。
從表３．１與圖３．１中可以，當ａ變小時，雖然誤差變小，但佗分布曲線將是一條抖動的曲線，ａ越小，抖動越厲害。當ａ變大時Ｔ２分布曲線越光滑，前端信號形狀變化越大，誤差也越大。當ａ在１．４之間，存在一誤差最小的點，曲線光滑，曲線形態與原始形態也最為接近，該值與ａ＝２．５接近，當ａ＝２．５時，相對誤差為０．０３７％。
第三章Ｔ２分布反演與拼接
圖３－１不同ａ反演的Ｔ２分布
表３－１不同ａ值的影響結果
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絕對誤差相對誤差％０．０２００．２９９０．００３－０．３４３０．０３７．５．０３７
３．３．２測井數據
圖３—２、圖３—３是實際測井數據ａ＝ｌ與ａ＝３的成果圖。圖３—１的Ｔ２分布的分辨率高，但曲線不光滑，圖面也不夠美觀。當要求高分辨率的成果圖時ａ可以取小些。１２
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圖３—２ａ＝ｌ反演成果圖
圖３—３ａ＝３反演成果圖１３
第四章儲層參數解釋與油氣識別方法
第四章儲層參數解釋與油氣識別方法
４．１確定孔隙度
核磁共振測井比其它測井方法在孔隙度解釋中的的優勢就是核磁共振測井能夠解釋束縛流體的孔隙度和可動流體的孔隙度。而新一代的核磁共振測井儀，還能解釋出粘土束縛流體孔隙度【２３１。其解釋的模型如圖４．１所示：
毛
粘
骨粘土
束
縛
架土流
體細管束縛流體
１７可可動動油水氣
幻
１Ｌｒ
矽。
１Ｌｒ
矽刪
圖４一ｌ核磁測井孔隙度的解釋模型
因為骨架、粘土有非常短的核磁弛豫時間，一般的，核磁測井儀天線接收到的自旋回波信號有一段死亡時間，大約為幾百毫秒（ｍｓ），也就是說，核磁測井儀在接收到第一個回波信號之前，極化產生的骨架、粘土信號已經衰減掉了，這就是核磁測井不受巖性影響的根本原因。
粘土束縛水Ｔ２馳豫時間與粘土礦物和含水量有關，實驗數據和現場測試資料同時說明在１ｍｓ范圍內。目前，我國進口的ＭⅪＬ—Ｃ型儀器，回波間距最小為１．２ｍｓ，因而，粘土束縛流體的核磁測井信號基本上不能測到；而斯侖貝謝ＣＭＲ．２００型儀器，回波間距可達０．２ｍｓ，則可測到粘土束縛流體信號。
４．２估算滲透率
儲層參數滲透率采用ＳＤＲ和Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型計算，Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型考慮了自由流體與束縛流體孔隙之比和核磁有效孔隙度；ＳＤＲ模型考慮自由流體與束縛流體的平均馳豫時間和核磁有效孔隙度‘２４１（如圖４－２）。１４
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圖４－２滲透率解釋模型示意圖
４．２．１ＳＤＲ模型
Ｋ＝彳（‰）ｃ（于２１０９）Ｂ（４～１）
式中：
Ａ—ＳＤＲ模型滲透率乘積因子，單位ｍＤ，缺省值Ａ＝４ｍＤ，精確的Ｃ值由巖心實驗數據確定；
Ｂ—ＳＤＲ模型Ｔ２對數平均指數，缺省值Ｂ＝２：
Ｃ－－ＳＤＲ模型孔隙度指數，缺省值Ｃ－－－－４。
４．２．２Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型
～ｃ叫矧ｃ（４—２）
式中：
Ａ—Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型滲透率乘積因子，單位ｍＤ，缺省值Ａ＝ＩｍＤ，精確的Ｃ值由巖心實驗數據確定；
Ｂ～Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型模型孔隙度指數，缺省值Ｂ－－４：１５
第四章儲層參數解釋與油氣識別方法
Ｃ－－Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ可動流體束縛流體比指數，缺省值Ｃ－－２。
４．３定性識別天然氣‘２∞
４．３．１核磁共振測井識別天然氣的原理
核磁共振ＮＭＲ孔隙流體的橫向弛豫正包含３部分：顆粒表面的流體弛豫疋ｓ，體積流體弛豫疋Ｂ和孔隙流體擴散弛豫疋Ｄ。孔隙流體總的橫向弛豫速率：
——＝——＋一＋——ｌｌｌｌ
疋疋ｓ疋８疋Ｄ（４—３）
對于在潤濕巖中的水，常常以表面弛豫為主；孔洞中的水以體積速率弛豫為主，受擴散影響；同樣水濕潤巖石中的油以體積速率弛豫為主，受擴散影響；而氣體的疋受控于擴散弛豫（表４．１）。
表４．１ＮＭＬＲ弛豫特性
流體類型弛豫特性
水碎屑巖表面弛豫
孔洞體積／擴散弛豫
中、重油
油體積弛豫
輕油體積／擴散弛豫
氣擴散弛豫
從表４．１中可以看出，區分氣、輕油與油水的關鍵就是要充分利用儲層流體的擴散弛豫特性。
４．３．２位移譜
將短、長回波間隔的Ｔ２分布差分，繪出變密度圖（正值一種顏色，負值一種顏色）。在變密度圖上，如果前端有明顯的負值條帶、后端有明顯的正值條帶，則說明長回波間隔的Ｔ２譜氣信號峰向Ｔ２小的方向移動，儲層可能含有天然氣。
４．３．３Ｔ２對數平均曲線
當儲層含有天然氣時，長回波間隔的Ｔ２譜氣信號峰向Ｔ２小的方向移動，因而長１６
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回波間隔的他對數平均值就要減小，所以比較長、短回波間隔Ｔ２對數平均值曲線，可以識別儲層是否含有天然氣。
４．３．４回波比曲線
當儲層含有天然氣時，長回波間隔的Ｔ２譜氣信號峰向Ｔ２小的方向移動，長回波間隔的Ｔ２譜氣信號峰向砣小的方向移動，造成長回波間隔的回波信號衰減變快，所以比較長、短回波間隔的回波信號幅度之和，可以識別儲層是否含有天然氣。
在上述識別天然氣的方法中，最好與水層的相關曲線作對比，同時要求回波信號信噪比高，除天然氣信號外，兩個Ｔ２譜的形狀要求一致。另外注意由于長ＴＥ的平均信號強度比短ＴＥ的小得多，造成兩個譜信噪比不同，這樣受噪音系統影響可能造成假的天然氣影響。
４．４定性識別油水層
４．４．１油對巖樣Ｔ２分布影響
實驗研究表明，油對巖樣Ｔ２分布有影響，如圖４．３所示：
圖４．３不同飽和度油樣巖心核磁測量Ｔ２分布
該實驗結果來自北海油田白堊系樣品，孔徑單一，１００％含水時，由觀測回波串反演得到的Ｔ２分布放在圖的最前面。然后向樣品孔隙中注油，隨著含油飽和度的增加，１７
第四章儲層參數解釋與油氣識別方法水的體積減小，Ｔ２分布的左邊部分，即水的峰逐步降低，而右邊部分，即油的峰，則
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表化儲層流體ＮＭＲ特性比較
Ｔ１Ｔ２ＨｌＤＤＴｌ
ⅡｌＳｍＳ
×１０。５ｃｍ３／ｓｃｍ３
鹽水ｌ一５００Ｏ．６７—２００１７．７０．００７７．－４．０
油５０００４６０ｌ７．９４０
氣４４０４０Ｏ．３８１００４００
從表中數據可以看出，盡管油和天然氣的Ｔ２差異很大，但Ｔ１很接近。同時還可以看出鹽水和油相近的Ｄ和Ｔ２值，但它們的Ｔ１值很不相同。
由物理基礎知識可知，只有當有足夠的極化時間（等待時間）時，油、氣才能被完全極化（極化Ｔｌ信號），而水被完全極化所需時間較短，因此可以選擇兩種不同的極化時間測井來進行油氣與水的識別。具體方法是對長短等待時間測井所反演的Ｔ２分布進行差分，在差分譜上只剩下油氣信號，而水的信號被完全差分掉了。
在應用差分譜進行油氣水識別時，需滿足如下條件：
１）地層水和油氣間必須有足夠大的Ｔｌ反差。這個條件要求地層是親水的，而油為輕質油；
２）油氣之間必須有足夠大的億反差；
３）地層水須完全極化；
４）用兩個不同等待時間測井，所觀測的回波串幅度必須有足夠大的差異。
４．４．４增強擴散識別油水層
根據最新研究和實際資料的應用，利用擴散馳豫，不僅能識別天然氣，也能用來識別油／水層。即利用雙回波間隔測井，長回波間隔測井將增強擴散效應【２７】。
如果在處理井的儲層中不含有天然氣，此時只有水和油時，而它們的擴散弛豫是不同步的，當我們使用長的回波間隔進行核磁共振測井時，水的Ｔ２分布峰將會前移很大距離，而油的他分布峰則前移的距離較小，這樣在Ｔ２分布譜上將會出現油水兩峰，水峰在前面，而油峰在后面。
對于長回波間隔核磁測井，同樣可以利用時域分析法識別油水層。另外還可以利用回波比曲線。１９
第五章定量評價含烴飽和度
第五章定量評價含烴飽和度
通過對哈里伯頓ＴＤＡ與ＤＩＦＡＮ定量評價含烴飽和度的解剖分析，提出并發展了根據烴與水的Ｔ１差異、烴與水的Ｔ２差異以及雙ＴＥ測井確定含烴飽和度的方法。５．１由烴與水的Ｔ１存在差異確定含烴飽和度
在實際中，通常水有較短的Ｔ１，而輕烴的Ｔｌ較長。因此，對于孔隙中的水，需要較短的極化時間就能完全極化，而輕烴要完全極化則需要較長的極化時間。因此，根據輕烴與水在極化時間上的差異，使用較長和較短的兩個極化時間，得到兩個Ｔ１譜，將它們相減，這樣水的信號就能抵消，而輕烴的信號一部分留在差分譜中，可以通過此方法來識別油氣，叫做差分譜法。
對于大多數情況，此種方法是行不通的，當運用此種方法處理較大孔隙的地層或水淹層時，結果并不是想象的那樣。這是因為對于大孔隙，水也需要較長的極化時間，因此水的信號就不能被完全被抵消。這樣通過處理得到的差分譜上，水層往往顯示有很強的差分譜信號，這樣就給油氣層流體性質的識別造成很大的困難，往往處理結果不可靠。
在定量評價含烴飽和度方面，目前主要應用哈里伯頓公司的時間域分析技術ＴＤＡｔ２１。時間域分析技術ＴＤＡ處理的主要思路是：由于烴與水的Ｔ２存在差異，并依賴二相特征馳豫，來反演出回波差分信號，并由已經確定出的烴的視孔隙度，經過Ｔ１的校正后，再經過含烴指數的校正，即可得到含烴孔隙度與含烴飽和度。
５．２由烴與水的Ｔ２存在差異確定含烴飽和度乜羽
通常情況下，對于核磁共振測井中的雙極化時間測井，在評價含烴飽和度方面，根據烴與水的Ｔｌ的差異來定量評價地層的含烴情況【２９】是一個很不錯的方法，對于一般情況，應用很好。但也存在一些地層，測得的烴與水有相差不大的Ｔ１，但是Ｔ２卻有較大的差異，這時候就可以利用烴與水的Ｔ２差異來定量評價含烴飽和度。
就像前面曾經聽到過的一樣，運用差分譜信息識別油氣是目前最常用方法，但是這種方法一般并不可靠，只從定性上解決了問題，并且還受很多因素的影響。影響最大的就是孔徑的大小和地層的水淹情況，對于比較大的孔隙地層和水淹很嚴重的地層，經過處理的Ｔ２都有很強的差分譜信息，另外噪音的影響也不可忽略，差分譜上往往都會出現一些根本不是烴的信號，因此對結果將產生極大的影響。２０
中國石油大學（華東）工程碩士學位論文
在定量評價含烴飽和度方面，目前主要應用哈里伯頓公司的時間域分析技術。時間域分析技術ＴＤＡ處理的主要思路是：由于烴與水的Ｔ２存在差異，并依賴二相特征馳豫，來反演出回波差分信號，并由已經確定出的烴的視孔隙度，經過Ｔ１的校正后，再經過含烴指數的校正，即可得到含烴孔隙度與含烴飽和度。
但在在大多數情況下，差分信號也存在束縛水的Ｔ２區間內，考慮到這種情況，我們必須首先將這部分信號給處理掉，以避免反演出來的烴的視孔隙度產生較大的誤差。５．３由雙ＴＥ測井來確定含烴飽和度‘刪
核磁共振上使用增強擴散法識別油氣，根據油和水的擴散馳豫的不同步，應用此方法，可以定性的識別地層含有輕質油的狀況。其具體處理工程是，在核磁共振測井時，先采用比較短的回波間隔測井，得到Ｔ２譜，然后采用長的回波間隔測井，從得到的Ｔ２譜上可以看出，水的Ｔ２分布峰向前移動很大，但是油的Ｔ２分布峰前移卻很小，從而在Ｔ２分布上可以看到明顯的油水峰分布，水的峰在前面，油的峰在尾端。
上面只介紹了在定量上可以采用增強擴散法識別油氣，然而如何定量評價含烴飽和度呢，一般使用他截止值法。實現過程是：在核磁共振測井得到的不同的Ｔ２分布信息中，選擇出一個油和水信號分界面最明顯的Ｔ２分布，通過積分能夠計算出油所占的體積。即，在上面得到的基準的Ｔ２分布上，從Ｔ２特征范圍內找出一個最低點作為油氣與水的分界線點，則此分界線點到Ｔ２譜分布的最大值也就是他的最大數值所包絡的總面積就是原油的體積。
以上的方法對截止值的估計的準確性有很大的依賴，如果Ｔ２截止值估計不準，也就是油和水信號的Ｔ２分布分部的分界線不明顯，這樣計算出的原油體積就是不準確的，而我們實際處理中，有時侯油和水的分界線就是不明顯，這樣就不能使用上面所說的截止值法，而是常常使用取平均值的方法，但是這樣做的話，將會產生很大的誤差。
當然還可以使用ＤＩＦＡＮ程序定量評價含烴飽和度，這個程序哈里伯頓公司開發的，其中程序使用的主要方法是交會圖法【２】。在實際應用中，要想使用此程序來定量評價含烴飽和度，需要提供一些額外的信息，比如烴與水的粘度、壓力、溫度等信息。然而在初期勘探中，要想得到這些信息是比較困難的。另外需要指出，采用交會圖操作，在參數的選擇上會比較麻煩，并且ＤＩＦＡＮ程序只能處理ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ與ＭＲＩＬＣ資料，要想比較普遍的應用起來還是很困難的。２ｌ
第五章定量評價含烴飽和度
５．４實際資料處理與對比
５．４．１ＤＰＰ與ＭＲＰＰＳ處理技術與過程對比
ＭＲＰＰＳ是在微機上開發的一套處理ＭＲＩＬＰ型核磁共振測井資料的軟件系統，它的文件支持格式是ＦＯＲＷＡＲＤ軟件平臺數據格式。ＭＲＰＰＳ在軟件實現過程中遵循如下原則，首先是搞清ＤＰＰ的各種處理方法與技巧，盡量采用ＤＰＰ的處理技術，保留ＤＰＰ技術的選項，再此基礎上提出改進，以克服ＤＰＰ的不足不處。表５—１是ＤＰＰ與ＭＲＰＰＳ處理技術與實現過程對比。
表５一ｌＤＰＰ與ＭＲＰＰＳ處理技術與過程對比
過程ＤＰＰ技術ＭＲＰＰＳ技術
ｌ文件對雙ＴＷ雙ＴＥ測量模式首先要分離成雙不用分離文件，各組數據保存一道曲線文分離Ｔｗ和雙ＴＥ測量模式的文件分別才能進件中，對一個文件進行處理
行處理。
２回波兩道信號計算，相位角計算，旋轉前疊加，與ＤＰＰ技術一樣，疊加次數是可選的，生成旋轉，旋轉后疊加。可進行高分辨率的同波信號生成。
３時深中心深度采用平移法，類似的近點插值，中心深度采用平均計算，近點插值，選擇轉換同個深度點的數據重復多最近深度點的數據，重復數據少。
４回波兩個文件分別進行處理各組回波拆分后保存在一個文件中，可以拆分對不同組回波進行分別組合。
５反演ＭＡＰ—ＩＩ，對差分譜，高噪音信號處理效模平滑法，對高噪音信號處理效果好。對方法果差。數與指數布點方式選擇，處理速度快。平
應用指數反演后分成２００份放置在對數道滑因子可與噪音相關也可統一選擇。
上。
６拼接強制拼接，拼接痕跡明顯三種拼接方法選擇，強制拼接、改進的拼
接法與聯合反演法
７參數計算截止法，頻譜法與ＤＰＰ一樣
８油氣ＴＤＡ、ＤＩＦＡＮ各兩個模塊實現，操作麻煩。多種油氣評價方法實現在一個ＦＬＡＮ模評價塊中。改進的ＴＤＡ方法，可實現根據烴
水Ｔｌ與Ｔ２差異分別進行含烴飽和度計
算。改進的ＤＩＦＡＮ方法，操作簡便，技
術更為合理。
５．４．２兩種軟件處理實際井對比
為了考核ＭＲＰＰＳ的處理效果，選取了五口不同測井模式、不同的地層、不同流體性質的井進行實時處理。同時應用哈利伯頓的ＤＰＰ平臺上的ＭⅪＬ．－Ｐ型核磁共振測井資料處理軟件進行同參數的處理，表５—２是選擇的處理對比井情況
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表５—２處理對比井
井名測量模式地層特征
實例１井雙ＴＥ測量模式：Ｄ９ＴＥ３１２砂泥地層，儲層發育，物
性較好。
實例２井單ＴＥ測量模式：Ｄ９ＴＰｌ２粗面巖地層，原生孔隙度
小，裂縫不發育，儲層物
性差。
實例３井雙ＴＷ雙ＴＥ測量模式：砂泥地層，儲層發育，物
Ｄ９ＴＷＥ３性較好，輕質油層
實例４井雙ＴＷ雙ＴＥ測量模式：儲層發育，物性較好，氣
Ｄ９ＴＷＥ３層。
實例５井雙ＴＷ雙ＴＥ測量模式：砂泥巖地層，稠油層。
Ｄ９ＴⅥ吧３
５．４．３實例ｌ井
該井是砂泥地層，儲層發育，物性較好。選該井兩種軟件處理成果的比較如下：５．４．３．１回波串處理的比較
ＭＲＰＰＳ與ＤＰＰ處理后的回波串形態相同，吻合較好。經時深轉換處理后，對統一記錄在一條曲線內的各組回波信號道數據進行分離，分別形成各組回波信號道曲線；與ＤＰＰ軟件在深度上稍有偏差，形態相似。對比成果如圖５．１所示。可以看到：第一道是兩個軟件處理后的自然伽馬曲線，吻合較好。第二道是兩個軟件在時間域里處理的回波串信號形態相同，吻合較好。第三、四、五道是兩個軟件在深度域里處理的三組回波串信號，形態相同，在深度上有偏差，原因是插值選擇方法不同。
第五章定量評價含烴飽和度
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圖５．１實例１井兩種軟件回波串處理成果對比圖
５．４．３．２Ｔ２分布反演比較（１）ＭＲＰＰＳ３０點對數反演與ＤＰＰ軟件的比較（見圖５—２）
中國石油大學（華東）工程碩士學位論文
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第五章定量評價含烴飽和度
圖５—３實例１井ＭＲＰＰＳ５０點對數反演與３０點對數反演對比圖（３）ＭＲＰＰＳ指數反演與ＤＰＰ軟件的比較（見圖５．４）
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圖５—４實例１井ＭＲＰＰＳ指數反演與ＤＰＰ軟件對比圖
從上面的圖中可以看出處理效果的不同之處，主要在粘土峰段差距較大，有效孔隙度的長成分Ｔ２分布相差不大。這是因為粘土信號是從ＰＲ組中拼接得到的，ＰＲ組信噪比高，為了拼接，ＤＰＰ處理選擇的平滑因子小，造成Ｔ２分布峰徒，另外在前端信號的極化校正的方法上可能還存在問題，造成ＤＰＰ處理的粘土孔隙度過大。
第五章定量評價含烴飽和度
５．４．３．３地層參數的比較
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圖５—５實例１井指數反演求取地層參數成果比較圖
如圖５—５所示是指數反演兩種軟件處理得到的地層參數對圖。第二道粉色填充的是兩軟件的求取的總孔隙度的差別，ＤＰＰ軟件求取的大于ＭＲＰＰＳ的值。綠色和棕色的線為有效孔隙度基本吻合，稍有差距是由于ＭＲＰＰＳ粘土截止值為３ｍｓ，而ＤＰＰ軟件為４ｍｓ。填充紅色的是ＭＲＰＰＳ求的可動流體體積。第三道是ＭＲＰＰＳ計算的組分總孔隙度。第四道是ＤＰＰ軟件計算的組分總孔隙度。可以看出ＤＰＰ軟件計算的３ｍｓ前的組分孔隙度明顯大于ＭＲＰＰＳ計算。這是由于對粘土信號的處理技術不同造成的。第五道是ＭＲＰＰＳ計算的組分有效孔隙度。第六道是ＤＰＰ軟件計算的組分有效孔隙度。由于解譜技術的不同，從形態和數值上有所不同，相差不大。第七道是兩軟件的求取的滲透率曲線，基本吻合。
中國石油大學（華東）工程碩士學位論文
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圖５—６實例ｌ井對數反演求取地層參數成果比較圖
如圖５—６所示對數反演兩種軟件處理得到的地層參數對圖。對比效果與指數反演求取參數的一致。
如圖５—７所示，ＭＲＰＰＳ處理得到的Ｔ２ＴＥＬ、Ｔ２ＴＥＳ、Ｔ２ＩＮＴ、ＳＷＦＡＮ與ＤＰＰ軟件處理得到的Ｔ２Ｌ、Ｔ２Ｓ、Ｔ２ＩＮＴ、ＤＩＦＳＷ的大部分層從形態上、量級上是一致。個別層出入大一些，尤其是含水飽和度。
第五章定量評價含烴飽和度
圖５—７實例１井兩種軟件ＤＩＦＡＮ分析成果對比圖
５．４．４實例２井
本井是粗面巖地層。原生孔隙度小，裂縫不發育，儲層物性差。選取測井模式為二組的Ｄ９ＴＰｌ２模式。為標準Ｔ２測井。ＤＰＰ軟件處理的核磁有效孔隙度在２－５％之間，其中束縛流體體積在０－４％之＿ｆｎ－］，可動流體體積基本１－２％。
中國石油大學（華東）工程碩士學位論文
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圖ｓ一８實例２井兩種軟件回波串處理成果對比圖
５．４．４．２反演后比較
如圖５—９所示。圖中第二道是沒進行拼接前的他譜。顯示的比較雜亂，不連續。第三道是沒進行拼接的Ｃ組的Ｔ２分布。第四道是ＤＰＰ軟件處理的完整的砣譜。
圖中第五道是進行拼接后的Ｔ２譜。與ＤＰＰ軟件處理的Ｔ２譜差距較大。尤其是粘土部分。因為ＭＲＰＰＳ在３．８ｍｓ．８ｍｓ是Ｃ組和Ａ組的總貢獻。而ＤＰＰ軟件處理的Ｔ２譜前４ｍｓ是Ｃ組的Ｔ２譜４ｍｓ后是Ａ組的Ｔ２譜。
第五章定量評價含烴飽和度
圖５—９實例２井兩種軟件反演成果對比圖
５．４．４．３地層參數的比較
如圖５－－１０所示。第二道的總孔隙度相差較大，有效孔隙度相差也大。第五道的ＰＣ機處理的ＳＤＲ模型滲透率比ＤＰＰ處理大一倍。而Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型滲透率沒計算出值。
中國石油大學（華東）工程碩士學位論文
圖５一ｌＯ實例２井兩種軟件地層求取地層參數成果比較圖
由于本井孔隙度小，信號小，造成信噪比低，ＤＰＰ處理低信噪比平滑過大，造成處理結果不同。５．４．５實例３井
本井是砂泥地層，儲層發育，物性較好，是一口輕質油的例子。核磁資料顯示良好，試油顯示為很好的油層。選取測井模式為五組的Ｄ９ＴＷＥ３模式。即雙ＴＷ、雙ＴＥ測井。５．４．５．１回波串處理的比較
如圖５—１１所示，五組和差分的回波串吻合較好。
第五章定量評價含烴飽和度
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圖５—１１實例１０３井兩種軟件回波串處理成果對比圖
５．４．５．２反演后比較
如圖５
１２所示。第六道為ＭＲＰＰＳ處理的差分譜。第七道為ＤＰＰ軟件處理自差分
譜。ＭＲＰＰＳ的差分譜陡且窄，而ＤＰＰ處理的差分譜扁寬向后。低信噪比造成的玉滑的結果。
中國石油大學（華東）工程碩士學位論文
圖５—１２實例３井兩種軟件反演成果對比圖
５．４．５．３地層參數的比較
從圖
５—１３
中可以看出，兩種軟件處理結果較吻合。
第五章定量評價含烴飽和度
圖５一１３實例３井兩種軟件地層參數處理成果對比圖
５．４．５．４流體分析比較
（１）ＤＡＮ（差分譜）分析比較（見圖５—１４）。ＦＬＡＮ程序ＤＡＮ分析中采用兩種分析方法。１、Ｔ１計算方法。
２、Ｔ２、Ｔ１綜合計算方法。
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