核磁共振测井资料处理及解释规范
P核磁测井数据处理与参数文件命名规范(暂定稿)
QQ：270073230川庆钻探工程公司测井公司（重庆）测井技术发展中心方法研究所MRIL-Prime型核磁共振测井数据处理与参数文件命名规范（暂定稿） 一、MRIL数据处理解释流程二、SPLIT MCLS作用：把含5组数据的文件（时间域文件）分成几个含3组数据的文件。
运行方法：Model Launcher→Numar→SPLIT mcls→输入m.cls文件→输出文件名（abc、adc、dec）说明：DPP主窗底部目录必须是MRIL文件所在目录（见图1）。
用CLS Editor查看该新文件中的CACT和GRP发生了变化。
图1 DPP工作站主界面在DPP主界面双击Model Launcher，出现以下界面，点击Numar，然后根据需要，选取所要运行的处理程序（见图2）。
图2 Numar处理主界面三、RESEQ作用：把SPLIT mcls处理过的文件中的CACT和GRP进行排序。
界面见图3。
图3 RESEQ排序程序模块运行界面（D9TWE2）运行方法：Model Launcher→Numar→RESEO输入SPLIT处理过的CLS文件；点击EDIT→CURVE MAP,确定输入、输出曲线名(重定向)；点击OPTION→create parameter database，生成新的参数文件，或File→Open parameter database,打开已存在的参数文件;点击OPTION→RUN PARAMETER EDITOR，对参数文件进行编辑，从cact reseq db.txt中找到文件编号，放在参数ACT-SEQ中;点击SAVE SESSION FILE，生成各种文件集合，以备再处理之用，最后点击RUN，运行此程序 说明：1、该程序只能运行一次，若出错，必须从SPLIT mcls开始重做。
2、参数文件是/desktop/dpp/etc/cact reseq db.txt3、若有SESSION文件，当需要重新运行时，可调出再运行。
测井资料处理及其相关解释
资料范本本资料为word版本，可以直接编辑和打印，感谢您的下载测井资料处理及其相关解释地点：__________________时间：__________________说明：本资料适用于约定双方经过谈判，协商而共同承认，共同遵守的责任与义务，仅供参考，文档可直接下载或修改，不需要的部分可直接删除，使用时请详细阅读内容测井资料处理与解释7.1 测井资料综台解释 comprehensive log interpretation对用多种测井方法获得的资料进行综合地质解释。
7.2 测井数据处理 log data processing用人工或计算机处理测井数据。
7.3 测井地层评价 formation evaluation主要应用测井资料评价地层的岩性、物件和所含流体性质的过程。
分棵眼井地层评价和套管井地层评价。
7.4 岩石物性 rock properties主要指储层岩石储集流体和流体渗流能力的物理性质。
测井解释中的岩石物性指孔隙度和渗透率。
7.5 储集层基本参数 reservoir fundamental parameter反映储集层性质的有效孔隙度、绝对渗透率、含油气饱和度(或含水饱和度)和储集层有效厚度。
7.6 总孔隙度 total porosity单位体积岩石中所有孔隙体积之和，包括孤立孔隙与被粘土束缚水所占据的孔隙体积。
7.7 非连通孔隙度 non-connected porosity孤立孔隙度 isolated porosity单位岩石体积内与孔隙网络不连通的孔隙体积。
非连通孔隙可能在火成岩或碳酸盐岩中明显发育,如溶洞、铸模和粒内孔隙。
7.8 有效孔隙度 effective porosity单位体积岩石中对流体渗流有贡献的连通孔隙体积。
它不包括孤立孔隙(与其他孔隙之间不连通)以及粘土矿物或其他颗粒吸附水所占据的孔隙体积。
岩心孔隙度测量—般是在干燥状态下进行的，岩心烘干过程基本使粘土束缚水丧失。
《核磁共振测井全》课件
储层表征
核磁共振测井提供了详细的储 层性质描述，包括孔隙结构、 孔隙度分布和岩石类型，有助 于优化开发和生产侵入性测量
核磁共振测井是一种非 侵入性测量技术，不需 要采集样品，可以在井 内直接获取地层信息。
2 高分辨率
核磁共振测井具有高分 辨率，可以获取细微的 地质和储层参数变化， 提供精确的地质解释。
3 仪器限制
核磁共振测井仪器的尺 寸和功耗限制了其在特 定井眼中的应用，需要 克服相关的工程和技术 问题。
核磁共振测井的案例研究
1
海上油气勘探
核磁共振测井在海上油气勘探中的应用，帮助发现油气藏和优化产能，提高勘探 和开发效率。
2
储层评估
核磁共振测井在储层评估方面的应用，提供可靠的地质参数和流体信息，指导油 气勘探和开发决策。
3
井间连通性
核磁共振测井用于评估油井间的连通性，检测压力变化和流体移动，帮助优化油 藏生产。
核磁共振测井的未来发展
先进测井技术
未来的核磁共振测井技术将更 加先进，实时、高分辨率、多 参数测量等特性将得到进一步 增强。
人工智能应用
结合人工智能技术，核磁共振 测井可以进行更精确的数据处 理和解释，提高解释的速度和 准确性。
环境友好型
未来的核磁共振测井技术将更 加环境友好，减少对地下水资 源和环境的影响。
《核磁共振测井全》PPT 课件
核磁共振测井是一种用于获取地下岩石和流体性质的非侵入性测量技术。通 过应用核磁共振原理，可以获得有关地下油气储层的重要信息。
什么是核磁共振测井？
1 原理解释
2 数据获取
核磁共振测井利用原子核的自旋和磁矩之 间的相互作用来研究储层的性质。它基于 核磁共振现象，通过识别和分析样品中的 核自旋状态来获取相关信息。
测井资料处理解释流程与资料提交规范
一、准备工作尽量收集到较全的区域资料，了解区域构造、沉积等特征；如果有邻井资料最好。
熟悉目的层的深度，地层水矿化度，预计最大井底温度，所在层位，泥浆类型及矿化度等信息，实时跟踪钻井动态。
二、测井质量评价接收到现场的测井数据后，第一时间按照海油的测井质控标准做好质量控制。
常规资料的质量控制主要包括检查图头信息是否正确、曲线数量、曲线数值是否符合地层物理特征、各曲线间的匹配是否一致及测井资料与录井等资料的匹配关系等。
对于不合格的资料应及时提出重测或者补测。
下图是中子、密度和声波三空隙交会图，用来检验三孔隙度曲线是否合格。
密度-声波交会图 中子-密度交会图三、测井资料处理1、常规测井资料处理处理解释软件主要使用油服自主研发的测井解释处理平台EGPS 。
常规资料处理主要选用SAND （砂泥地层）和CRA （两种岩性以上的地层）程序。
下面以CRA 为例说明处理流程。
CRA 程序对于每种储层参数的计算都提供了多种方法供选择，这里只列举最常见的一种或两种。
主要处理流程及参数选取：（1） 泥质含量的计算：一般利用伽马（或者去铀伽玛）计算泥质含量，公式如下：V=111C S C GR --, Vsh=1212--C VC老地层C=2 ，第三纪地层C=3.7，本井取C=3.7C1和S1分别为较纯砂岩和较纯泥岩的GR 值。
在浅层疏松砂岩，GR （或KTH ）曲线对岩性的反映敏感性较低，可采用中子-密度交会图方法进行泥质含量的计算，公式如下：Vsh 为地层泥质含量；ΦD 为密度孔隙度；ΦN 为中子孔隙度；ΦDsh 为泥岩密度孔隙度；ΦNsh 为泥岩中子孔隙度；ΦNma 为骨架中子孔隙度；ΦNf 为地层流体中子孔隙度；ρb 为地层视密度；ρf 为地层流体密度；ρsh 为泥岩密度；ρma 为地层骨架密度值。
（2） 孔隙度的计算：中子-密度交会法。
POR=222ND Φ+Φ（3） 含水饱和度的计算：针对较纯砂岩段，采用Archie 公式的计算含水饱和度。
(完整版)(精品)测井资料处理解释(测井监督培训200801)
测井监督培训课程测井资料处理解释蔡文渊中国石油测井有限公司华北事业部2008年1月内容⏹测井资料综合解释基础⏹测井资料数据处理基本方法⏹砂泥岩地层测井解释方法⏹碳酸盐岩裂缝性储层测井解释方法⏹测井资料地质应用⏹测井资料工程应用⏹生产测井解释方法简介第一部分测井资料综合解释基础⏹测井是应用地球物理方法（包括重、磁、电、震、测井）之一。
是利用岩层的电化学、电、磁、声学、放射性及核物理等地球物理响应特性，测量物理参数的方法。
⏹用物理学的原理解决地质学的问题。
第一部分测井资料综合解释基础⏹测井方法众多。
电、声、放射性是三种基本方法。
特殊方法（如电缆地层测试、地层倾角测井、成像测井、核磁共振测井），其他形式如随钻测井。
⏹各种测井方法基本上是间接地、有条件地反映岩层地质特性的某一侧面（岩石物理性质）。
第一部分测井资料综合解释基础测井资料综合解释就是按照地质任务选择多种测井方法组成综合测井系列，根据测井解释原理和方法，结合地质、钻井、开发等资料，进行测井资料数据处理，作出综合性的地质解释，解决地层和储层划分、油气层和有用矿藏的识别与评价、以及勘探开发中的其他地质问题。
一、测井解释的主要任务✓地层评价✓地质解释及应用✓工程检测及应用✓产吸剖面解释裸眼井（地层评价）测井系列套管井（地层评价）测井系列生产测井及工程测井系列1、地层评价裸眼井、套管井地层评价：➢岩性识别与评价——泥质、矿物成分及含量，岩性剖面➢储层划分及参数计算——孔、渗、饱及厚度等➢油气层（其他矿藏）识别与评价常规地层评价(单井)主要任务——划分单井地质剖面——储集层评价1）储层划分2）岩性评价3）物性评价4）含油性评价5）油气层及产能评价2、地质解释及应用➢综合录井剖面成图、岩心归位、地层对比➢构造解释与沉积相分析➢油藏描述➢储量参数计算3、工程检测及应用➢井斜、方位、井径等井眼几何形态➢地层（孔隙流体）压力➢岩石力学参数——地应力剖面➢固井质量评价➢套管工程检测➢射孔质量、酸化和压裂效果检查4、产吸剖面解释➢产液剖面解释➢吸水剖面解释➢确定出水、串槽层位二、测井解释模型测井信息地质信息测井记录的各种岩石物理参数：电阻率、声波时差、体积密度、自然电位…解释成果：岩性(矿物成分含量)、泥质含量、孔隙度、渗透率、含水饱和度…二、测井解释模型测井信息与地质信息的对应关系广义上：测井信息与地质信息客观关系的形象化描述，如岩电关系等。
测井资料处理解释程序
测井资料处理解释程序1 目的为确保测井资料处理解释过程中的质量、健康、安全和环境处于受控状态，制定本程序。
2 范围本程序规定了测井资料处理解释过程中的质量、健康、安全和环境的要求。
本程序适用于测井资料处理解释过程。
3 职责3.1作业管理部是本程序的归口管理部门,负责相关事宜的组织协调。
3.2测井资料解释单位负责测井资料处理解释过程中的质量、健康、安全和环境控制。
3.3测井资料解释单位各岗位负责履行相应的岗位职责。
4 工作程序4.1 组织协调和信息获取4.1.1测井资料解释单位从作业管理部门获取文件或生产通知等信息，并接受作业管理部门的统一协调。
4.1.2测井监督员在接到监督任务后，应收集地质设计书、邻井资料、现场资料及其它相关信息。
4.1.3测井监督员随施工队上井应穿戴劳保防护（救生）用品，海上监督人员应持有“海上四小证”,遵守相关安全管理规定。
4.2 准备与确认4.2.1测井资料解释单位根据生产情况布置生产任务，确认能胜任该工作的人员。
为解释、监督人员配备必要的安全、劳动防护用品，提供所需的工作环境。
4.2.2计算机运行环境按Q/SL 0804《计算机场地基本技术要求》执行。
4.2.2.1计算机系统维护保养按《计算机维护保养制度》执行，并填写《计算机设备维护记录》、《计算机设备运行记录》、《计算机设备维修记录》。
4.2.2.2计算机机房工作人员及时修复出现的系统软件、应用软件以及计算机网络系统故障。
4.2.2.3计算机机房的消防管理，执行Q/SCJ 0151《计算机机房消防系统管理及操作规程》。
4.2.3解释员应持有《设备操作证》，执行有关原始测井资料质量要求及测井处理解释规程。
4.3 原始测井资料检验测井监督员按SY/T 5132《测井原始资料质量要求》、Q/SL 1490《STAR-Ⅱ声电成像测井原始资料质量要求》、Q/SL 1488《核磁共振测井原始资料质量要求》、Q/SHSLJ 1568《电缆式地层测试原始资料质量要求》、Q/SLSHJ 1277《EXCELL-2000系列裸眼井原始资料质量要求》对原始测井资料进行验收，按Q/SL 0408《测井原始资料质量评级》对原始测井资料进行评级，并在合格测井原始资料图头上加盖“合格”章标识，填写《测井资料检验记录》、《测井资料生产运行表》、《测井资料数字处理运行卡》、《测井资料评级登记表》和《测井资料交接登记表》。
核磁共振解释技术培训
五、主要地质应用
核磁共振测井成果图参数说明
第一道：T2原始孔隙度、井径、自然伽马、自然电 位道
井径；T2孔隙度；T2孔隙度分布填充指示：4－ 2048毫秒；自然伽马；自然电位
第三道：电阻率道、渗透率道
常规测井响应的影响因素较为复杂，通常包括许多与油气无关的因素，如岩 石骨架成分及含量、矿物参数的准确性等直接影响评价结果的精度。
常规测井响应方程所依据的地层模型过于简单，满足不了油气评价 的要求，许多与油气特征直接有关的因素不能被测井响应分辨而无法考 虑进去如渗透率、孔径、毛管束缚水等。
一、核磁共振测井技术特点
1.质量控制指标
核磁资料有两个最重要的控制指标，GAIN和CHI值。其具体的指示质量界 如下：当GAIN >300，资料质量较好；当GAIN 在200-300之间，资料质量 中等；当GAIN<200，资料质量较差。CHI值指示的理论计算的回波衰减信 号与实际记录的回波串的幅度之间的均方差。一般来说CHI应该小于2， 其越小显示资料质量越好。在测井过程中GAIN不能回零，CHI值应该是连 续的曲线，不能有突变。
红河2井延长组长6地层核磁共振分析成果图
五、主要地质应用
低产油层分析
长8地层1796.5—1798.2米处， 层厚1.7 米，总孔隙度为11.8%， 有效孔隙度为9.7%，其中毛管 束缚水体积为2.8%，可动流体 孔隙度：6.9%，含油饱和度： 68%，平均渗透率：1.0×103μm2，电阻率：50.4Ωm，为 增阻侵入；解释为差油层。 对该层试油日产油0.94吨。
RXO：冲洗带电阻率；Rt：原状地层电阻率；PMRI：核磁计算 的渗透率 第四道：T2波形谱道 TASPEC：T2波形谱(刻度单位：0.3-3000MS，幅度：0－ 0.5)
核磁共振成像测井作业技术规范
核磁共振成像测井作业技术规范1 引言核磁共振成像测井是在自然界物质间中引入一个强磁场，利用磁场和静态磁场引起核磁共振现象，来对几何异常结构进行成像，探测出围绕不同类型油气藏的空间结构信息，以指导油田勘探开发工作。
本文意在就核磁共振成像测井作业技术规范，提出相关详细资料，供大家参考。
2 技术规范要求（1）核磁共振成像测井规划阶段应付地球物理勘探的任务、具体的实施方法、地质问题的解决、技术风险分析等，并做好项目技术报告和施工组织方案;（2）测井仪器设备应符合国家质量标准及其安全法规的要求，设备安装和测试应符合国家相关规定;（3）对水泥环封承受力应符合国家规定，水泥环筒材质和尺寸应符合国家质量标准;（4）布井方式应符合国家标准，埋设区域采用专人负责，应按测井仪器的要求进行布井，质量应符合国家标准的要求;（5）测井作业应按照相关国家标准及行业规范要求进行，保证测井仪器测数据准确；同时，应配备安全装置，保证作业安全；（6）作业完成后，应对测井结果进行专业审查和重判，确保数据的准确性和质量;3 安全措施（1）作业前，应明确工作人员和项目负责人的职责，并制订好安全卫生操作规程。
（2）应根据区域的地质情况，把握安全防范的措施;（3）应严格按照国家的法律法规，把握安全防范的措施;（4）干涉测井应采用安全健康的手段，配备充足的安全防护服以及完善的管理措施，保障工作人员的安全;（5）应对作业周边地区进行密切监察，及时发现和纠正安全隐患;（6）在作业完成后，应保证现场整洁，应及时进行清理，也应当按要求拆除测井用的管道、仪器及环境处理，关闭口径大小，恢复原有状态。
4 总结核磁共振成像测井是一项重要的油气勘探技术，能够更加准确地对油气藏进行探测，对油气勘探行业有着重要的意义，必须要遵守相关技术规范要求，并落实安全措施，才能取得预期的效果。
核磁共振测井资料处理及解释规范
核磁共振测井资料处理及解释规范I范围本原则规定了MRIL-C型、MRIL-C/TP型和MRIL-Prime型核磁共振测井数据处理和解释旳技术规定。
本原则合用于MRIL-C型、MRIL-C/TP型和MRIL-Prime型核磁共振测井数据旳处理和解释。
2规范性引用文献下列文献中旳条款通过本原则旳引用而成为本原则旳条款。
但凡注日期旳引用文献, 其随即所有旳修改单（不包括勘误旳内容）或修订版均不合用于本原则, 然而, 鼓励根据本原则抵达协议旳各方研究与否可使用这些文献旳最新版本。
但凡不注日期旳引用文献,其最新版本合用于本原则。
SY/T 5132测井原始资料质量规定SY/T 5360裸眼井单井测井数据处理流程3解释软件解释软件包括:——express解释软件；——DPP解释软件。
4测井资料质量检查4.1根据SY/T 5132规定对测井原始资料进行质量检查。
4.2检查对比原始测井资料与编辑回放测井资料旳一致性。
5数据合并及深度校正5.1数据合并测井资料处理前, 应将程序中所用到旳测井数据转换成统一旳数据格式, 并合并为一种文献。
5.2深度校正用核磁共振测井并测旳自然伽马曲线进行深度校正。
6 MRIL -C型、MRIL - C/TP型核磁共振测井资料处理6.1处理流程MRIL -C型、MRIL - C/TP型资料处理流程如图1。
图1 MRIL-C型、MRIL-C/TP型资料处理流程图6.2回波处理( MRILPOST)6.2.1回波处理流程如图2.图2回波处理流程图6.2.2对回波串进行反演拟合, 得到T2分布、核磁共振有效孔隙度、地层束缚水孔隙度和可动流体孔隙度等。
6.2.3输入曲线重要包括:——ECHO:长等待时间原始回波串, 单位为毫秒(ms)；——ECHOB：短等待时间原始回波串, 单位为毫秒(ms)。
6.2.4输入参数重要包括:-STEP：开关控制选择, 体现暂停或继续；-DEPTH: 深度信息；-BIN: 用拟合回波串所用Bin旳个数；-ECHO: 计算T2分布旳原始回波申序号、回波个数和回波间隔；-MODE: 显示操作模式（浏览或记录）；-SCALE: 设置比例；-FILTER: 设置低通滤波和平均值参数。
核磁测井原理与解释
反演结果是幅度A(T2)，单位为孔隙度单位，对应于每个T2值。A(T2)对T2的半对数图称为分布。T2分布以下的面积等于NMR总孔隙度。
在饱和水的岩石中，T2分布定性地与孔隙大小分布有关。值一般从小于lms到几秒不等，相差几个数量级。在沉积岩中看到的T2值分布很宽，是由孔隙大小分布很宽引起的，T2分布中的每个T2的一阶近似值与孔隙直径大小成正比。因此，T2分布中的小T2值与小孔隙中水的信号有关，反之，大T2值与来自大孔隙中的水的信号相对应。
核磁共振测井技术的进展
关键词：核磁共振测井,测量原理,测井解释,储层评价
1历史回顾
人们第一次认识核磁共振(NMR)的潜在价值是在20世纪50年代，在60年代早期研制出核磁测井(NML)仪。NML仪因其许多局限性最终在80年代末停止了服务。尽管它有诸多局限性，但为支持NML测井而进行的实验研究，预见了今天仍在进行的多种地层评价，其中包括估算渗透率、孔隙大小分布、自由流体体积、原油黏度和润湿性。
2．3测前设计的重要性测前设计是进行一次成功的NMR测井的重要部分。测前设计包括服务公司和用户之间的紧密联系。服务公司已开发了施工设计软件，包括仪器配置，软件可以根据用户的目标来选择最优的NMR信号采集模式、测量参数和测井速度。电缆式NMR测井仪的测速取决于所采用的测井模式。决定测速最重要的因素之一是需要多长的极化时问，这取决于T的大小。含气和低黏度油的地层(值为几秒)需要很长的极化时间，结果会使测速降低(一般测速是76～274m／h)。在许多地层(如油的黏度大于10mPa·S的泥质砂层)，测速可达548m／h或更快些。
浅析大庆油田核磁共振测井仪器资料解释方法
浅析大庆油田核磁共振测井仪器资料解释方法作者：李梦来源：《中国科技博览》2015年第32期[摘要]P型核磁共振测井仪器在油田应用广泛，采用CPMG脉冲系列测量自旋回波衰减，通过多种频率的应用，提高了测井数据的准确性，并能通过一定的测井解释方法对信息进行解释，本文就是对P型核磁共振测井仪器的测井解释方法进行的探究。
[关键词]核磁共振；测井仪器；测井解释中图分类号：P631.83 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）32-0021-01P型核磁共振测井仪器在大庆油田有一定的应用，在构造上包括永久磁铁、射频脉冲发送器和射频接收器，总共使用9个观测频率，可以在待勘探油田区块地层形成9个探测圆环，通过一定的测井解释，可以计算油井地层的孔隙度和渗透率，并能基于移谱和差谱分析地层流体。
一、核磁共振测井仪器的测井资料解释方法1、对时间域测井回波信号进行预处理根据P型核磁共振测井仪器的工作结构，测井仪器测取的原始信号是由9个观测频率组成的，可分高、低频不同五个频带，前面四个频带各包含两种频率，最后的频带包含一种频率，可以对A、B、D、E、PR五组回波信号进行同时发射和接收，提高了测量速度和信噪比。
将核磁共振测井仪器的工作频率与不同的回波间隔、等待时间配合分析，可设计超过100种观测模式，分为单极化时间和回波间隔、双极化时间和回波间隔、单极化时间与双回波间隔以及双极化时间与单回波间隔四个模式，通过对提取有用的回波信号，并在时间域内校正和叠加，可以测量相应的数据。
预处理关键步骤包括：确定正交回波信号、计算相位角、相位角旋转前叠加、相位角旋转、相位角旋转后叠加、差分时间域、不同回波拆分及时深转换和等间距深度采样。
具体工作中，利用测井解释软件，借助测井信号回波相位和幅度，可得到正交回波信号曲线和数据，根据选择的观察模式，结合测量信号的相位角变化情况，对信号进行叠加，再借助软件进行回波信号相位角计算，通过相位旋转处理，可得到有用回波信号曲线和噪音道曲线，为测井解释提供基础数据信息。
核磁共振测井
)
反转恢复法测T1的脉冲序列
三、弛豫时间及其测量
2.
横向弛豫时间T2
dM XY 1 ( 0 M XY ) dt T2 若t 0, M XY M 0 M XY M 0e
t / T2
自旋回波法脉冲序列
脉冲序列和散 相重聚过程
四、核磁共振测量区选择
磁场强度Ｂ０在纵向和横向上 都是变化的，因此，通过调整射 频磁场的频率，可以改变能够发 生核磁共振的空间位置，即核磁 共振测井的探测范围。
不受岩性影 响的孔隙度
T2谱
渗透率
有效孔隙度
自 然 伽 马
渗透率
有效 孔隙度
毛管 束缚水
泥质 束缚水
可动流体
CMR计算的渗透率和孔隙度与岩心分析值对比
核磁共振测井资料与岩心分析资料对比
赵 80 井 对 比 曲 线 图
核磁渗透率 计算渗透率
核磁孔隙度 计算孔隙度
岩心分析渗透率
岩心分析孔隙度
岩心分析孔隙度-核磁孔隙度交会图
100%饱和 100psi下离心
幅 度
孔隙度 21.9% 可动流体 75.9% 截止值 12.9ms
T2 弛豫时间 （s）
计算可动流体孔隙度、束缚水孔隙度
NMR T
T2 max
2 min
a(T2 )dT2 FFI f BVI b
T2 max
T2 cutoff
典型油层
赵113井 32、33层 合试累计 产油51.9t 气3340m3
赵80井核磁解释成功实例
油61.2 气107207
油2.96 水0.2
低阻油层
物 性 差 的 低 阻 油 层
81
测井资料处理与解释
二、测井数据处理系统总流程
测井数据处理系统是以统一的数据库管理为基础；以测井信 息为主，并充分利用地震、地质、钻井、试井等信息，运用 现代技术解决勘探开发问题的硬件与软件构成。
工业标准测井数据格式
数据格式 LIS DLIS BIT LAS LA716 TIF ASCII WIS 用户自定义格式 测井公司 仪器系列 斯仑贝谢 CSU 测井系统 (Schlumberger) 斯仑贝谢 MAXIS 测井系统 (Schlumberger) 阿特拉司 （Western Atlas Wireline） CWLS Western Atlas Wireline Atlas Wireline Service 备注
测井信息与地质信息关系的复杂性以及具有强 烈的地区性特点，人们广泛采用数理统计方法， 将岩心分析数据和生产测试等实际数据直接同 测井信息建立地区统计解释模型。
该方法的实质是应用实际地质信息对测井信息 进行分析刻度。（地质刻度测井）。这种地区 统计解释模型又称为地区经验解释模型
有了正确的解释模型，依据有关的解释方程，把测井信息 加工成地质信息。这种把测井信息加工成地质信息的方法 就是测井数据处理和解释的方法。 计 量 程 度 定性解释 半定量解释 定量解释 井场解释 测井站解释 解释精度与 评价范围
声波-密度交会图 (△t-ρ b交会图)
AC- Φ 及ρ b- Φ 均为线性 线均为直线，且相距近， 对石英、方解石、白云石 等矿物成分的分辨力低， 而且，如果矿物 对选错了，计算出孔隙度Φ 误差大。 *但对岩盐、膏盐等蒸发类 的分辨力较强，因此，在 石膏盐剖面上识别这类效 果好
交会三角形法 两孔隙交会，将水点 标出，并缩小，则 水点与两矿物骨架 点之间便依次构成 多个三角洲。 应用其让computer求 解两矿物成份和孔 隙度很方便。应用 交会图法来解岩性 和孔隙度的优点 在于不需要知道骨架 参数和流体参数， 减少了繁杂的运算， 且较直观。
核磁共振成像测井作业技术规范
核磁共振成像测井作业技术规范核磁共振成像测井（NMRWellLogging）是一种非常先进的测井技术，可以用于采集准确的测井信息，以更好地评估油田矿床和流体。
本文旨在介绍核磁共振成像测井作业技术规范。
一、定义核磁共振成像测井（NMR Well Logging）是一种以核磁共振技术（NMR）为基础的、从地层探测电磁属性的新技术，该技术可以提供准确的、可靠的、全方位的小孔压力测井数据。
二、作业准备1.定测井方位：作业前需要确定测井方位，确定具体要施工的岩层，并进行深度的估计，以便为作业安排做好准备。
2.磁共振仪器的准备：核磁共振成像测井作业前需要准备核磁共振仪器，包括原子核磁共振仪器（NMR）、回旋共振仪器（CPM）和磁共振仪器（MRI）等。
3. 仪器调试：在仪器准备完成后需要对仪器进行调试，确保仪器正常工作，以及可以正常测量。
三、作业步骤1.动仪器：在仪器调试完成后，需要把仪器下到指定深度，启动仪器，开始测量准备。
2.量：对指定深度层位进行测量，并将测量结果进行数据处理，以获得更加准确的地层参数信息。
3.止仪器：在测量完毕后，需要停止仪器，并拔出仪器，以停止测量作业。
四、作业质量检查1.查仪器：在拔出仪器后，需要对仪器进行检查，以确保仪器在使用过程中没有出现故障。
2.据处理：数据处理和检查也是作业质量管理的重要部分，由于计算机科学家们近几十年来不断研发新的算法，在数据处理和数据检查方面也有了很大的进步，可以很好地帮助我们确保测井作业的质量。
3.量评价：在数据处理完成后，还需要对测井作业的质量进行评价，可以通过深度分布和电磁参数分析来评价测井数据的精度。
五、安全措施1. 仪器安全：在测井作业前，需要对仪器进行安全检查，确保其在降深过程中没有损坏，以防止出现意外。
2. 个人安全：为确保测井队员的人身安全，还需要严格遵守当地政府关于涉及安全的规定，并建立相应的安全管理制度。
3.境安全：作业期间应该保持清洁的环境，并减少环境污染，以防止出现意外。
核磁共振测井理论资料
核磁共振测井技术应用研究的发展一、快速发展的核磁共振测井技术1945年，Bloch 和Purcell发现了核磁共振（NMR）现象。
从那时起，NMR作为一种有活力的谱分析技术被广泛应用于分析化学、物理化学、生物化学，进而扩展到生命科学、诊断医学及实验油层物理等领域。
如今，NMR已成为这些领域的重要分析和测试手段。
40年代末，Varian公司证实了地磁场中的核自由运动，50年代，Varian Schlumberger-Doll，Chevron三个公司开展了核磁共振测井可行性研究。
60年代初开发出实验仪器样机，它基于Chevron研究中心提出的概念，仪器使用一些大线圈和强电流，在志层中产生一个静磁场，极化水和油气中的氢核。
迅速断开静磁场后，被极化的氢核将在弱而均匀的地磁场中进动。
这种核进动在用于产生静磁场的相同线圈中产生一种按指数衰减的信号。
使用该信号可计算自由流体指数FFI，它代表包含各种可动流体的孔隙度。
这些早期仪器有一些严重的技术缺陷首先，共振信号的灵敏区包括了所有的井眼流体，这迫使作业人员使用专门的加顺磁物质的泥浆和作业程序，以消除大井眼背景信号，这是一促成本昂贵且耗时冗长的处理，作业复杂而麻烦，测井速度慢石油公司难以接受。
其次，用强的极化电流持续20ms的长时间，减小了仪器对快衰减孔隙度成分的灵敏度，而只能检测具有长弛豫衰减时间的自由流体，由于固液界面效应对弛豫影响及岩石孔隙中油与水的弛豫时间差异不大，使得孔隙度和饱和度都很难求准。
此外，这些仪器为翻转被极化的自旋氢核需消耗大量功率，不能和其它测井仪器组合。
但这些难题没有使核磁共振测井研究中止。
70年代末至80年代初，美国Los Alamos国家实验室Jasper Jackson 博士提出“INSDE－OUT”磁场技术。
在相同时期，磁共振成象（MRI）概念也得到很大发展。
1983年，Melvin Miller博士在美国创办了NU－MAR公司，他们综合了“INSIDE－OUT”概念和MAR技术同时，斯伦贝谢公司几十年来，一直在努力发展核磁共振测井技术。
核磁共振测井资料处理及解释规范
核磁共振测井资料处理及解释规范核磁共振测井资料处理及解释规范I范围本标准规定了MRIL-C型、MRIL-C/TP型和MRIL-Prime型核磁共振测井数据处理和解释的技术要求。
本标准适用于MRIL-C型、MRIL-C/TP型和MRIL-Prime型核磁共振测井数据的处理和解释。
2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
SY/T 5132测井原始资料质量要求SY/T 5360裸眼井单井测井数据处理流程3解释软件解释软件包括：——express解释软件；——DPP解释软件。
4测井资料质量检验4.1依据SY/T 5132规定对测井原始资料进行质量检验。
4.2检查对比原始测井资料与编辑回放测井资料的一致性。
5数据合并及深度校正5.1数据合并测井资料处理前，应将程序中所用到的测井数据转换成统一的数据格式，并合并为一个文件。
5.2深度校正用核磁共振测井并测的自然伽马曲线进行深度校正。
6 MRIL -C型、MRIL - C/TP型核磁共振测井资料处理6.1处理流程MRIL -C型、MRIL - C/TP型资料处理流程如图1。
图1 MRIL-C型、MRIL-C/TP型资料处理流程图6.2回波处理( MRILPOST)6.2.1回波处理流程如图2.图2回波处理流程图6.2.2对回波串进行反演拟合，得到T2分布、核磁共振有效孔隙度、地层束缚水孔隙度和可动流体孔隙度等。
6.2.3输入曲线主要包括：——ECHO:长等待时间原始回波串，单位为毫秒(ms)；——ECHOB：短等待时间原始回波串，单位为毫秒(ms)。
6.2.4输入参数主要包括：-STEP：开关控制选择，表示暂停或继续；-DEPTH：深度信息；-BIN：用拟合回波串所用Bin的个数；分布的原始回波申序号、 -ECHO：计算T2回波个数和回波间隔；-MODE：显示操作模式（浏览或记录）；-SCALE：设置比例；-FILTER：设置低通滤波和平均值参数。
核磁共振测井资料解释与应用
核磁共振测井资料解释与应用核磁共振测井（Nuclear Magnetic Resonance Logging，简称NMR 测井）是一种常用的地质测井技术，利用核磁共振原理对地下岩石进行非侵入性测量，可获取地层各种物理和化学参数的连续变化情况。
NMR测井资料是分析地层组成、孔隙结构和流体性质等信息的重要工具，在油气勘探、地下水资源评价和地质储层评价等领域有广泛的应用。
NMR测井资料提供了多个参数，包括有效孔隙度、孔隙尺度分布、孔隙直径、孔隙连通性和时间常数等。
根据这些参数，可以评估岩石孔隙结构特征，如孔隙度、孔隙分布、孔隙连通性，进而判断流体的储存和流动情况。
此外，NMR测井资料还可以提供岩石矿物组成信息，以及含油气饱和度、流体相态（油、气、水）比例和流体饱和度等。
NMR测井资料在油气勘探中的应用主要有以下几个方面：1.矿石特性评估：NMR测井资料可以获取到岩石的孔隙结构参数，如孔隙度、孔隙连通性等，进而评估储层的孔隙度分布、孔隙尺度、孔隙连通性等。
这些参数对于判断储层的储存和流动能力非常重要，对油气资源的评估和开发有着重要的指导意义。
2.资源评价和储量估算：NMR测井资料可以提供岩石中流体的类型、饱和度和流体饱和度等参数，这些参数对于评估油气资源的潜力和储量有着重要的作用。
结合地震和地质资料，可以对储层进行综合评价和储量估算，为油气勘探和开发决策提供科学依据。
3.储层评价和改造：NMR测井资料可以提供储层的孔隙结构参数，如孔隙度、孔隙连通性等，对于储层的评价和改造有着重要的作用。
通过对NMR测井资料的分析，可以确定储层的渗透率、孔隙度分布、孔隙连通性等，进而指导油气勘探和生产管理。
4.地下水资源评价：NMR测井资料可以提供地层中含水饱和度、孔隙结构和含水层分布等参数，对地下水资源的评价和开发有着重要的作用。
利用NMR测井资料，可以评估地下水资源的潜力和可开发性，从而指导地下水资源的开发和管理。
总之，NMR测井资料是一种重要的地质测井技术，可以提供地层的孔隙结构、流体性质和岩石组成等信息。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
核磁共振测井资料处理及解释规范————————————————————————————————作者: ————————————————————————————————日期：ﻩ核磁共振测井资料处理及解释规范I范围本标准规定了MRIL-C型、MＲIL－Ｃ/ＴP型和ＭRIＬ－Ｐrimｅ型核磁共振测井数据处理和解释的技术要求。
本标准适用于MRIL-Ｃ型、MRＩL-C／TP型和MＲIL－Prime型核磁共振测井数据的处理和解释。
2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
ＳY／T 5１32测井原始资料质量要求ＳＹ/T ５３60裸眼井单井测井数据处理流程3解释软件解释软件包括:——express解释软件;——DPＰ解释软件。
4测井资料质量检验4.1依据SY/T 5132规定对测井原始资料进行质量检验。
4．2检查对比原始测井资料与编辑回放测井资料的一致性。
５数据合并及深度校正５．1数据合并测井资料处理前,应将程序中所用到的测井数据转换成统一的数据格式，并合并为一个文件。
5.2深度校正用核磁共振测井并测的自然伽马曲线进行深度校正。
6 ＭRIL -C型、MRIL － C／TＰ型核磁共振测井资料处理6.1处理流程ＭRIＬ -C型、MRIL - Ｃ／ＴＰ型资料处理流程如图１。
图1 MRIL-C型、MRIＬ-C/TP型资料处理流程图６.２回波处理( ＭRＩLPOＳT)6.2．1回波处理流程如图2．图2回波处理流程图6.2．2对回波串进行反演拟合，得到T2分布、核磁共振有效孔隙度、地层束缚水孔隙度和可动流体孔隙度等。
6.2．3输入曲线主要包括：——ECHO：长等待时间原始回波串，单位为毫秒(mｓ)；——ECＨOB：短等待时间原始回波串,单位为毫秒(ｍs)。
６.2.４输入参数主要包括:-STEP:开关控制选择,表示暂停或继续;-ＤEPＴH:深度信息;－BIN:用拟合回波串所用Bin的个数；-ECHＯ：计算T2分布的原始回波申序号、回波个数和回波间隔;－MODE:显示操作模式（浏览或记录);-SCＡLE：设置比例;－FＩＬTＥR:设置低通滤波和平均值参数。
6.２.５输出曲线主要包括：——MPHI：核磁共振有效孔隙度,以百分数表示;——ＭBVM：可动流体孔隙度,以百分数表示;——MBVＩ:束缚水孔隙度，以百分数表示;——MPERM:渗透率,单位为毫达西(ｍD或１0－３μm２)；——PPOＲ:各弛豫组分的孔隙度，以百分数表示。
6.3差谱处理(MＲＤＥA)6. 3.1差谱处理流程如图3．图3差谱处理流程图6．3.2利用长、短等待时间测量的T2谱的差值,定量评价孔隙中流体的类型及含量。
6.3.3油、气的弛豫时间参数（ＴlOIＬ，Ｔ2０IL，T2GAS)应符合地区规律。
6．３.4与观测模式有关的参数(TE，TWＬ,TWS)应与实际观测模式相一致。
6.３．5输入曲线主要包括:-EＣHOＤＩFF:长、短等待时间T2谱的差值;-MＰＨE:用长等待时间计算的核磁共振有效孔隙度,以百分数表示；-TEＭP：地层温度，单位为华氏度(o F)。
6.3.6输人参数主要包括:－NECHＯ:回波个数；-T10IL：油的纵向弛豫时间，单位为毫秒(ms)；-T2０IL:油的横向弛豫时间,单位为毫秒(ｍｓ)；-T２GAS:气的横向弛豫时间，单位为毫秒(ms);-ＴE：回波间隔,单位为毫秒（ms)；-TＷL：长等待时间,单位为毫秒(ms);-TＷS:短等待时间,单位为毫秒(mｓ)。
６．3．7输出曲线主要包括：－BVＧXＯ:冲洗带含气孔隙度，以百分数表示；-BVOXO：冲洗带含油孔隙度，以百分数表示；- BVWXO:冲洗带含水孔隙度,以百分数表示;-MPHＥDEA:烃校正后的核磁共振有效孔隙度,以百分数表示。
6.4综合流体分析(MRＡX)6．４.1综合流体分析处理流程如图4．图４综合流体分析处理流程图６.4.2综合流体分析是用核磁共振测井资料结合电阻率、中子、密度等测井资料计算地层的总孔隙度、有效孔隙度、束缚水孔隙度、自由流体孔隙度、含烃孔隙度和渗透率等参数.６．４.３用于计算流体性质饱和度的参数(RW, RMT， M， A）选取按ＳY/T 5360执行。
6.4.４输入曲线主要包括:——CNC：中子测井曲线,以百分数表示；——FLＡG:求Swｂ标识符;——MＰＨE:有效孔隙度,以百分数表示；——MＢＶI：束缚水孔隙度，以百分数表示;——POR:外部输入孔隙度，以百分数表示；——ＲT:深电阻率，单位为欧姆米（Ω·m);——SWBCＯRR:所选的动态Swb,以百分数表示。
６.4.5输人参数主要包括:——EＤＥＰ:处理层段的底界深度,单位为米(ｍ)；——SＤEＰ:处理层段的顶界深度，单位为米(m）；——FD：流体密度,单位为克每立方厘米(g/ｃm3)；——RＷ:地层水电阻率，单位为欧姆米（Ω·m)；——MPHECＬ:粘土水孔隙度,以百分数表示；——COEＦ，计算渗透率的系数;——ＦLOOR:束缚水饱和度的最小值,以小数表示；——POＲOP:计算总孔隙度选择符；——SＷBOPT:计算束缚水饱和度选择符。
６.４.6输出曲线主要包括:——CBVWE：有效含水孔隙度，以百分数表示；——CBＶWT:总含水孔隙度，以百分数表示；——CLPOR:粘土水孔隙度,以百分数表示;——ＥPＯR:有效孔隙度，以百分数表示；——ＭPHECＯ:烃校正后的有效孔隙度，以百分数表示；——PERM:渗透率，单位为毫达西(mD或10-3μm2);——SW:含水饱和度，以百分数表示;——SＷB:粘土水饱和度，以百分数表示；——ＳWIA:束缚水饱和度,以百分数表示。
7 ＭRIＬ- Priｍe型核磁共振测井资料处理7．1处理流程MＲIL - Prime型资料处理流程如图5．图5 ＭＲＩL - Ｐriｍｅ型资料处理流程图7.2岩石物理参数计算7.2.１岩石物理参数计算处理解释流程如图６.图6岩石物理参数计算处理解释流程图7.２.2分组SＰＬIＴ＿MＣＬS:把含五组(a,b，c.d,ｅ)回波串数据的文件分成若干个含三组数据的文件,分组方式有abc，ｄeｃ,adc和bec四种。
7.２.３排序ＲESEQ；将与测井观测模式相一致的ID码输入到参数中，对分组后文件中的回波序号（ＣACＴ)和回波串识别符(GRP)进行重新排序。
７.2.4回波拟合ＥCＨE_ＳTRIP。
７.2．4.1进行回波串多指数拟合．获得离散的Ｔ2分布及各区间孔隙度；计算长、短等待时间回波串的幅度差。
7．2．４.2观测模式编号(ACT - FLG)参数应与实际测井观测模式编号相一致。
7.２.4.3累加平均处理参数（ＲＵNＡVA,RＵNAVB，ＲＵＮAVPR,RUNＡVED)、回波拟合处理的第一个和最后一个序号参数（FECHＯA,ＬＥCHOＡ，FECＨＯB,LEＣHOB，FECHOPＲ.LE-C ＨOPＲ)、平滑规则化参数(SMOOＴHA, SMOOTＨＢ,SＭＯOTHPR，SMOOTＨED）和相位校正的回波序号的第一个和最后一个序号参数(FEＣHOPHA）应与观测模式提供的参数相一致。
7．2.４.4输入曲线主要包括：－CACT:观测模式中的一个周期内回波的序号;-CEＣH：回波个数;-GRＰ:回波串识别符；-PWCO：功率校正因子；-RAＭP:原始回波幅度，以百分数表示;-RPHA:原始回波相位，以百分数表示。
7.2.4.5输人参数主要包括:-ＡＣT - FLＧ：观测模式编号；-RUNAＶＡ，RUNＡVＢ, RUNAVPR和ＲUNAVEＤ: A，B,Ｃ组和ＥDIF组的累加平均处理参数；-FEＣＨOA，LＥＣHOＡ, FECHOB, LECHＯＢ, FECHOPR和LＥCＨＯPR: A,B.C组第一个和最后一个做回波拟合处理的序号；-SMOＯTHA．SMOOTHB．SMＯOTＨＰR和SMOＯTHED: A，Ｂ,C组和EDIＦ组平滑规则化参数；-FＥCHＯPHA,LECＨOPHA,FECHOPHＢ和LECHOPHB:A和B组第一个和最后一个做相位校正的回波序号。
7.2.4.６输出曲线主要包括：-ＡMPA，AMPB和AＭPC:回波A,Ｂ和c组的幅度,以百分数表示；-ＰHASＡ, PHAＳB和PＨASＣ：回波串A，Ｂ和C组的相位,单位为度(o);-ＡVRA, AVRB和AVRC:A，B和Ｃ组累加后的实部，以百分数表示;－ＡＶIA,AＶIB和AVＩＣ:Ａ,Ｂ和Ｃ组累加后的虚部,以百分数表示;-REAＬＣＡ:A组经过相位、增益、功率、矿化度和温度校正以后的实部，以百分数表示；－ＩMAGCA: A组经过相位、增益、功率、矿化度和温度校正以后的虚部，以百分数表示；-ＰO１A, Ｐ０２Ａ.Ｐ1Ａ—P1０A: A组拟合的T2＝ｌms,２ms，4ｍｓ,8ms,16ms,３２ms，6４ms, 128ms, ２56mｓ,512mｓ,1０24ms，2048ms的孔隙度，以百分数表示;-PO1B，Ｐ０2Ｂ, P１B－-P１0B: B组拟合的T2＝4ms，8mｓ，16ｍs,32ms,64ms,128ms,25６ｍｓ,512ms, 10２4ms，20４8ｍs的孔隙度,以百分数表示；－PIＰＲ~Ｐ7ＰR: Ｃ组拟合的Ｔ２=0．5ms，1ms,2mｓ,4ｍs，8ms,16ｍｓ,25６mｓ的孔隙度，以百分数表示；-EＤＩＦ:回波幅度的差,以百分数表示。
７.２.5时一深转换Procｅsｓ_ｔ2d。
7.２．5.１时一深转换是将时间域文件转为深度域文件。
7.２.5．2时一深转换采用英制时采样间距为0.5ｆt或0．25ft;采用公制时采样间距为0．1m。
7.2.5.3时一深转换应选择与其组数和深度单位相一致的配置文件。
７.2.6岩石物理参数计算T２＿tooｌkit。
7．2.6.1 T２＿toｏlkit可计算总孔隙度、有效孔隙度、束缚水含量和渗透率。
7.2.６.2滤波长度参数(ＦLTＬＥN)的取值应与采样间距相一致。
７.2.6.3计算束缚水的参数( T２ＣＵTOFF,SBVIＯEF)应根据岩心实验数据确定.如无实验数据，砂岩层T2CUTOFF=33ms，SBVIOＥＦ＝0.0６2;碳酸盐岩层T2CUＴOFF=90ms，SBVIOEF= ０.009。
７.2.6.4 Ｃoates渗透率模型的系数(CCOEＦ)应根据岩心实验数据确定,如无实验数据采用区域经验参数。
７.2.6.5计算理论烃的参数(FPRESS，FTEMP，OＩLVISC)应根据井深和地区规律确定。