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。
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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。