核磁共振测井方法

1.组合核磁振动测井仪(CMR)

CMR测井仪利用具有强磁性的永磁体产生静磁场，将磁体放入井中，在井外地层中建立一个比地磁场强度大1000倍的均匀磁场区。天线发射自旋回波脉冲序列(CPMG)信号并接收地层的回波信号。CMR原始数据由一系列自旋回波幅度组成，处理后得到T2弛豫时间分布。T2分布是主要的测井输出，通过它可以得到孔隙度、束缚流体饱和度、自由流体饱和度和渗透率。

CMR为小型滑片式仪表，连接长度4.33 m，重量148 kg，额定温度177℃，额定压力138 MPa。其结构和截面见图5-54。

CMR必须使用弓形弹簧、偏心或动态卡尺来测量偏心。探测器极板的最大宽度为5.3英寸，带滑套的弓形弹簧的最大总直径为6.6英寸。

对于一般钻孔条件，建议最小钻孔直径为6.25英寸。当井眼条件良好时，CMR可以在5.785英寸以下的井眼中测井。

(1)CPMG脉冲序列参数的选择

核磁共振测量是周期性的，不是连续的。测量周期由等待时间和自旋回波采集周期组成。采集时间比等待时间短得多。在等待期间，氢原子核返回到仪器磁场的方向。等待时间取决于孔隙流体的T1。在采集期间，仪器的发射线圈快速发出自旋回波。定期收集回声(回声间隔)。

等待时间、收集的回波数量和回波间隔称为脉冲序列参数。这些参数决定了核磁共振测量，必须在测井前进行解释。参数的优化选择与岩性和流体类型有关，也与CMR仪器是连续测量还是点测量有关。

图5-54实验脉冲核磁共振仪

1)测量周期。为了校正电子电路的偏置，自旋回波序列成对收集，称为相位交替对。

获取相位交替对的总周期时间为

地球物理测井

其中TW是等待时间，s；NE是回声数；TE是回声间隔，s。

长周期时间可以提高CMR测井的准确性。但对于环境变化大的井，周期长导致测速低，测点停留时间长。

2)速度测量。在连续测井中，调整仪器测量速度，保证在井下每个采样率段(通常为6 in，即15.24 cm)完成一个新的测量周期。最大测井速度为

地球物理测井

图5-55显示了最大速度测量值与等待时间和收集到的回波数之间的关系。大多数CMR测井速度在45.7 ~ 183 m/h之间，在约束流体测井模型下，速度测量可达244 m/h以上。

3)脉冲参数选择的约束条件。①回声间期。为了提高测量快速衰减组分(即小孔隙和高粘度石油)的灵敏度，CMR测井通常采用最小回波间隔(0.28 ms)。随着硬件的改进，期望的最小回声间隔减小。为了增强扩散弛豫，回声间隔也增加了。这适用于没有大量微孔的纯地层。为了保持对小毛孔的敏感性，回波间隔很少超过1 ms②回波数。采集到的回波灵敏度为200，300，600，1200，1800，3000，5000，8000。当回波间隔为0.28 ms时，对应的采集时间分别为0.056 s、0.084 s、0.17 s、0.34 s、0.50 s、0.84 s、1.40 s和2.24 s。连续测井期间收集的最大回波数通常为1800。计算机模拟和现场经验表明，回波数增加引起的CMR孔隙测井变化可以忽略。③等待时间。理想情况下，等待时间足够长，以完全极化氢原子核。因为不完全极化的氢对自旋回波幅度的贡献是不完全的。实际上，等待时间受到井场效率要求的限制，不完全极化应该被校正。一般等待时间比孔隙流体平均T1长3倍。④最短等待时间。由于发射线圈带宽比的限制，最小等待时间约为采集时间的两倍。实际上，这不是一个限制，因为等待时间和采集时间都由孔隙流体(T1和T2)的弛豫时间控制，并且具有长T2的孔隙流体也具有长的T1，因此需要长的等待时间。

图5-55最大速度测量值与等待时间和收集的回波数量之间的关系

4)参数选择。脉冲序列参数的选择基于前期工作计划和现场测量。

初步工作计划包括估算侵入带孔隙水和烃类(原始烃类或油基泥浆)的平均弛豫时间(平均值T1)。对于一般的仪器操作，等待时间大约是这两个T1的较大值的四倍。

当估计孔隙流体的弛豫时间时，通常假设岩石是水润湿的。在这种情况下，碳氢化合物以体积速率松弛，并且根据储层条件下的粘度来估计油的体积松弛。气体的体积弛豫与储层温度和压力有关。T1与T2和流体粘度的关系曲线见图5-49。

脉冲序列检测通常是在生产层段长等待时间测井后，用短等待时间重复测井来实现的。产生精确CMR孔隙度和小极化校正(例如，小于2 p.u)的最短等待时间用于主要测井。

在一个区域或地层中进行几次CMR测井后，通常可以确定最佳顺序。该序列可用于后续的CMR记录。

以下是一些已成功用于现场测试的预定义脉冲序列。

a中到高粘度油(大于4 mPa·s)的储层。中高粘度油的T1值相对较短，CMR脉冲序列主要根据孔隙水的T1来选择。

孔隙水的T1由表面松弛决定，随孔隙大小和岩性而变化。碳酸盐岩的表面弛豫比砂岩弱，需要较长的等待时间。当岩石具有大孔隙时(如多孔碳酸盐岩)，弛豫时间接近体积水的值(作为已知的温度函数)。然而，CMR仪器检测到侵入带，其中的原生水被钻井泥浆滤液取代。由于滤液中有溶解的顺磁性离子，体积泥浆滤液的T1降低。

实际上，很难确定孔隙水的T1的值，因此脉冲序列取决于适用于大多数地下环境的最小循环时间。根据经验，连续测井推荐的脉冲序列如表5-3所示。表中第二列是油的粘度阈值，需要很长的等待时间。如果储层含有特别大的孔隙(例如高渗透率、疏松砂岩和多孔碳酸盐岩)，也需要很长的等待时间。

表5-3常规连续测井

b .低粘度油(小于4 mPa·s)的油藏。当储层含有轻质油或使用油基泥浆钻井时，根据油的T1确定CMR脉冲序列。它需要很长的等待时间和很慢的速度测量。表5-4显示了MAXIS测井软件中预定义的脉冲参数。如果已知储层条件下的油粘度，则必须校正该序列的等待时间。此时从图5-49估计出平均值T1，等待时间设为3T1。当井眼条件允许使用更高的速度测量时，推荐使用9英寸的采样率，速度测量增加了1.5倍。

表5-4 Maxis测井软件中预定义的脉冲参数

C.含气储层。在潜在的含气层中，CMR测井的主要应用是识别传统测井曲线(如中子密度)中未显示的气层。CMR孔隙度低估了气藏的孔隙度。原因如下:气体的氢指数明显小于1；在较宽的温度和压力范围内，气体的长度为t 1(3s以上)，因此在连续测井中不能完全极化。由于扩散，气体T2很短(约400 μs)。因此，T1/T2的高比值使得偏振校正无效。

气体信号的幅值为

地球物理测井

其中:HI是气体氢指数；Vg为侵入域的气体体积，p.u；T1效应是极化气体在等待时间内的部分影响，即1-exp(-TW/t 1g)(t 1g是气体的t 1；Tw是等待时间)。

在许多环境中，气体信号太小而无法检测，这发生在浅层地层(气体氢指数太小)和低到中等孔隙地层(含有少量残余气体体积)。在这些地层中，最有效的方法是等待时间相对较短的测井，只要有足够的时间来极化水(例如，砂岩或碳酸盐岩序列)。这使得气体信号的幅度最小，CMR孔隙度的降低可能是由于气体的影响造成的。

在深层高孔隙度地层中，气体信号可能大于3 p.u或4 p.u。在这些地层中，单个CMR测井可以通过改变等待时间和回波间隔来识别含气层。

这样，通过改变等待时间来改变T1的分布。第一次测井完全极化水的等待时间(如砂岩或碳酸盐岩层序)。第二次测井使用较长的等待时间来增加气体信号的幅度。因此，可以通过二次测井获得的CMR孔隙度增量来识别气层。应选择第二次测井的等待时间，以获得至少4p.u的额外气体信号。额外气体信号计算如下:

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其中T1w是第一次日志记录的等待时间；T2w是第二次测井的等待时间；T1g是气体的T1。

在良好的环境下，可以通过处理从具有不同回波间隔的两个测井记录中收集的自旋回波序列来计算孔隙流体的扩散系数(Flaum等人，1996)。然后可以通过其与油和水相关的高扩散系数来识别气体。4 p.u的最小气体信号是期望值，所需的等待时间由等式(5-42)计算。通常，最小等待时间为4秒或5秒，两次登录使用相同的等待时间。表5-5中的脉冲序列已成功地用于计算几种高孔隙度砂岩的扩散系数。

表5-5不同回波间隔的测井

D.束缚流体。束缚流体具有较低的T1，在砂岩中通常小于50 ms，在碳酸盐岩中通常小于150 ms。因此，通过短等待时间和高速测量获得束缚流体的测井曲线。束缚流体测井推荐参数见表5-6。

表5-6束缚流体测井

5)现场测量参数的选择。进行点测量是为了提高CMR孔隙度测井的精度，获得详细的T2分布。测量原理与连续测井相同，但点测周期没有限制。通常，与连续测井相比，较长的等待时间用于收集更多的回波。表5-7给出了预先定义的砂岩、碳酸盐岩和轻油/油基泥浆的脉冲序列。

表5-7现场测量的脉冲序列

(2)信号处理

在研制CMR仪器的同时，必须设计一种经济、完整的数据采集和信号处理方法来分析CPMG脉冲序列中采集的数百个自旋回波幅度值。信号处理主要是计算T2分布曲线。

在仪器开发的早期，人们认识到反演方法不适合于CMR测井数据的实时处理。尤其是连续T2分布的实时计算，需要多台计算机来完成大量采集数据的计算。由于一个由数百个自旋振幅组成的自旋回波序列只包含几个线性相关的参数，而核磁共振测得的岩心参数是近似线性的，所以自旋回波数据具有冗余性，可以压缩成几个值而不丢失信息。通过使用现场计算设备收集的压缩数据，可以实时计算T2分布。

数据压缩算法必须能够适应和兼容实时数据采集和处理环境。井下数据压缩使用仪器电子箱中的数字信号处理芯片，需要一种快速的压缩算法。井下数据压缩减少了对遥测能力以及磁盘和磁带存储的需求。未压缩的数据也可以传输到地下，存储在磁盘中进行后期处理。发展了一种新的反演和相关数据压缩算法——窗口处理算法。

通过确定预选T2值处的信号幅度来计算T2分布。然后从振幅拟合曲线以显示连续函数。预选的T2值在T2min和T2max之间的对数坐标上等距分布。预选T2值的数量是分布中分量的数量。

T2计算和测井曲线输出首先选择一组处理参数:多指数松弛模型中的分量数；T2最大值T2max和T2最小值T2min在计算的T2分布中；自由流体的截止值；输入t 1/T2；泥浆滤液的松弛时间。输入上述参数，计算T2分布、自由流体和束缚流体的孔隙度相对数量、平均弛豫时间。

1)个组件。对现场数据的模拟和处理表明，如果至少使用10个分量模型，分量数对CMR测井输出的影响可以忽略。为了获得平滑的T2分布，必须增加更多的元件。通常，30个组件模型用于连续测井，50个组件模型用于点测量。

2)T2min .根据测量对短弛豫时间的固有敏感性，确定最小T2值，该值与测量的回波间隔有关。当回波间隔为0.28 μs时，T2min为0.5 μs..

3)T2max .T2max值的选择是在T2分布中的最长弛豫时间和测量可分辨的最长弛豫时间之间的折衷，后者是根据采集时间(即采集回波的个数和间隔)确定的。仿真结果表明，在合理的范围内，CMR测井输出对T2max值不敏感。对于600 ~ 1800回波的连续测井，T2max需要3000μ s..点测量一般采集3000 ~ 8000个回波，T2max设置为5000μ s..

4)T1/T2比值。偏振校正需要T1/T2。当储层含有粘性油时，T1/T2推荐为2。当轻油存在时，T1/T2增加到3。

(3)校准和校正

在车间里，使用含有氯化镍稀释剂的混合物来完成精确校准。溶液的信号幅度代表标准的100 p.u

电子校准在测量周期的等待时间内完成。在此期间，一个小信号被发送到位于天线上的测试线圈。信号由天线收集和处理，然后信号幅度用于校正由工作频率、温度和周期性介质电导率引起的系统增益变化。

信号幅度必须通过温度、磁场强度(磁场强度随温度和附着在磁体上的金属碎屑的量而变化)和流体氢指数进行校正(当地层水或泥浆滤液的盐度高时，这种校正非常重要)。

图5-56 MRIL仪器框图

此外，CMR测井必须校正氢核的不完全极化。

(4)测井质量控制

测井质量控制包括:仪器定位、采样率和速度测量、叠加和精度、仪器调谐、泥浆滤液弛豫时间等。

2.磁共振(成像)测井(MRIL)

(1)仪器描述

MRIL仪器由三部分组成:一个探头(长8英寸，直径4.5英寸或6.0英寸)；一个长度为13英尺、直径为3.626英寸的电子电路接头和一个长度为10英尺、直径为3.626英寸的储能接头(图5-56)。

该仪器的探头由永久磁铁、调谐射频(RF)天线和用于测量RF磁场幅度的传感器组成。磁场呈圆柱形对称，磁力线指向地层，磁场的振幅与径向距离的平方成反比。调整射频磁场的形状，使其符合磁场的空间分布，使射频磁场和静磁场相互垂直。这种结构形成圆柱形振动区域。其长度为43英寸(或24英寸，取决于射频天线的张角)，额定厚度为0.04英寸。有两种探头可供选择。直径为6英寸的标准探头用于直径为7.785 ~ 12.25英寸的钻孔。直径为4.5英寸的小井眼探针用于直径为6.0 ~ 8.5英寸的钻孔。仪器工作频率为650~750 kHz，* *振动区域半径为19.7 ~ 21.6 cm(针对标准探头)。

仪器是数字化的，原始回波按照载波数字化，后续所有滤波和检测都在数字域实现。

(2)仪器特性

1)多频操作。MRIL的C型仪器具有灵活的频率转换特性，可以从一个频率跳到另一个频率。对于17×10-4 T/cm的额定磁场梯度，15 kHz的频率跳变对应0.23 cm的* * *振动区半径变化，设计还支持两个频率同时测量。双频测量的几何示意图见图5-57。

2)测量低电阻井。低阻抗井相当于射频天线上的一个负载，负载常以天线因子q表示，在直径8.5英寸的井眼中，RM > 10ω·m的淡水泥浆井眼中天线q值为100；但在Rm = 0.02ω·m的井眼中，q值变成了7，低q值对MRIL的信号质量有不良影响。

3)高信噪比(SWR)。当测量频率为725 kHz时，在淡水泥浆的井眼环境中，仪器的单回波信噪比(SWR)为70∶1。多次回波提高了计算结果的信噪比，自由流体指数的信噪比为240∶1。

4) AM和PM功能。C型仪器为每个回波提供完整的振幅和相位调制。

5)测速快。速度测量取决于MRIL单次实验输出的信噪比、期望的测井精度纵向角度和地下T1允许的测量周期时间Tc。在单个* * *振荡器中，恢复时间TR必须满足以下要求:

图5-57 MRIL双频测量示意图

地球物理测井

由于多频操作，周期时间比用于标准化的频率数的T2稍长。在双频工作情况下，TC=TR/2。在T1=500 ms、1000 ms和2000 ms条件下，地层极化完全恢复对应的周期为750 ms、1500 ms和3000 ms，根据测井环境的不同，C型仪器的速度约为B型仪器的4.4 ~ 14.4倍。

6)高垂直分辨率。通过减小RF天线的纵向角度，可以获得更高的分辨率。目前探头的设计角度是43 in，C类仪器可以兼容更小的角度(24 in)。

(3)脉冲参数的选择

MRIL使用CPMG脉冲序列测量T2。CPMG的脉冲参数选择方式与CMR基本相同。

图5-58双频MRIL探头和探测区的横截面图

C型仪器在每个测深点的回波间隔约为1 ms，记录的回波串为:淡水泥浆钻孔中约1200个回波；含盐水泥浆的钻孔中约有300 ~ 500个回波。

(4)MRIL的垂直分辨率和信噪比。

核磁共振仪的纵向分辨率由永久磁场和射频磁场的形状控制，即由磁体和射频天线的物理尺寸控制。理论上，MRIL仪器的探测体积是一个圆环(图5-58)，圆环的大小受射频天线张角的影响。

MRIL数据的纵向分辨率和信噪比不仅受核磁共振的物理特性和传感器设计的控制，还与数据采集和处理过程有关。C类仪器的工作模式为双频双相交替模式。脉冲序列为:频率2，原始相位；频率1，原相位；频率1，反相；频率2，异相。相位交替改变了核磁共振回波的符号，而干扰信号的相位保持不变。通过改变所有回波的符号并将所有测量值相加，相干干扰被消除。根据井眼环境，在回波数据转换完成之前，需要进行额外的平均以提高信噪比。对井场或后续处理应用过滤技术进行后续处理。

利用时间序列分析方法，通过对特定井段内的两个或多个测井数据进行对比，可以定量地评价纵向分辨率和信噪比。分别在0.9 m min-1+0、3.0 m min-1+0和9.1 m min-1重复测井得到三对测井曲线，通过时间序列分析计算相关系数与信噪比和空间频率的关系。平均低频信噪比特性见表5-8。

表5-8

(5)仪器校准和环境影响

C型MRIL用100%标准水校准，标准水装在一个高1 m，长2 m，宽1 m的屏蔽容器中(工作在调幅频段)。改变井眼负载的方法是添加井眼流体或增加射频天线的电阻。在存在钻孔负载的情况下，通过与已知标准水的简单指数衰减进行比较来校准回波幅度。这台仪器需要重新校准。此外，在井场，测井前和测井后，都要用标准探头校准电子线路，记录仪器的所有参数，并与标准值进行比较。

对于新的24英寸角度的MRIL仪器，可以看出，24英寸角度的仪器在采集数据进行野外曲线的时间序列分析时，数据显示出明显的层边界，可以区分薄层。时间序列分析结果见表5-9。与表5-8中43英寸张角的结果相比，24英寸张角的垂直分辨率有所提高。低频信噪比和低频信噪比没有区别。根据简单的几何推理，我们预测24英寸张角的信噪比要降低2.5 dB。而这种信噪比的降低与测速无关。试验井的时间序列分析表明，信噪比降低到5 dB以下。

表5-9

核磁共振回波的幅度随着地层温度的升高而减小，地层温度与校准温度的比值用于校正回波输出。MRIL产量对烃类密度比较敏感，因此需要校正温度和压力对液态烃密度的影响。天然气可以降低MRIL的孔隙度，但这是无法纠正的。

(2)信号处理和输出

MRIL测得的原始数据就是接收到的回波串，如图5-59所示。它是找到各种参数和应用的基础。

目前C型仪器采用的信号处理方法是从原始回波串中提取T2分布谱(如图5-60所示)。

对于多孔系统，可能有多个弛豫分量T2i，每个回波都是多个弛豫分量的整体效应。通常，回波串的衰减率呈现双指数或多指数特征；因此，回波幅度可以看作是多个指数分量的和。

地球物理测井

式中:ai为第I个横向弛豫时间对应的回波幅度；T2i为第I个横向弛豫时间；n是划分T2i的个数，通常n是8。

图5-59 MRIL测得的回声弦

回声串由一组固定的T2松弛(4毫秒、8毫秒、16毫秒、32毫秒、64毫秒、128毫秒、256毫秒和512毫秒)来拟合。这样的一组核磁共振测量信号(echo) Aj(t)(其中m，m > n)可以得到一组超定方程组，方程组的最小二乘解可以得到一组对应于T2i固定划分的ai，插值平滑后可以得到T2分布谱。每个圈定的T2对应一部分孔隙，所有T2分量ai求和标定得到φNMR；FFI是T2大于或等于32 ms的孔隙之和，φ FFI是通过对T2大于截止值的ai之和进行缩放(归一化)得到的；BVI是对应于4ms、8ms和16ms的T2值的部分孔隙的总和，φbvi是由T2小于截止值的ai的总和通过缩放(归一化)获得的。

图5-60自旋回波序列的多重指数拟合和T2分布谱

通过合理设置MRIL的测量参数TR和TE，测量两组或多组回波串，得到不同的T2分布谱。通过光谱差异或光谱偏移处理，可以定性地识别储层中的流体类型。

(3)核磁共振振动测井的测量模式(MRIL-C仪器)

1.标准T2测井

提供一般储层参数，如有效孔隙度、自由流体体积、束缚流体体积、渗透率等。

一般选择等待时间TW = 3 ~ 4 s，标准回波时间间隔Te=1.2 ms，回波数Ne≥200。

2.双TW测井

根据油、气、水不同的弛豫响应特征，可以通过测量不同的等待时间TW来定性识别流体性质:

等待时间短TWS:水信号可以完全恢复，碳氢化合物信号不能完全恢复；

等待时间长TWL:水信号可以完全恢复，碳氢化合物信号也可以完全恢复。

对两种等待时间(TWS和TWL)测得的T2分布进行相减，可以基本消除水的信号，留下一些烃类的信号，从而达到识别油气层的目的。

3.双TE测井

地球物理测井

式中:T2CPMG为CPMG脉冲法测得的弛豫时间；d是地层流体的扩散系数；g是磁场梯度；TE是回声间隔；γ是氢原子核的旋磁比。

从上式可以看出，增加回波间隔te会导致T2减小；并且T2分布将向减小的方向移动(移动频谱)。由于油、气、水的扩散系数不同，在MRIL-C测井仪梯度磁场中对T2分布的影响也不同。利用长、短时TE测井，油、气、水的T2分布都有不同程度的变化，因此可以定性地识别流体性质。

(4)核磁共振振动测井的测量模式(MRIL-P仪器)

测量模式是测井过程中控制仪器的一系列参数。MRIL-P测井仪有四种基本的测量方法，根据不同的参数组合成77种测井模式。

1.DTP模式

对于等待时间TW和粘土结合水模型。分为五个频段，两组测量方法(A，PR)。在第四个频段上有PR信号(TE=0.6 ms，NE=10，TW=0.02 s)，* * *采集八组回波串计算粘土束缚水体积。在0 ~ 3频段，是一组信号(TE和TW自定义)，* * *采集16 TW信号。每个周期有24个回声字符串。该方法主要用于计算总孔隙度和有效孔隙度；确定可动流体体积、毛管束缚流体体积、粘土束缚流体体积和渗透率等参数。

2.DTW模式

也称为双TW模式。该模式采用五个频段和三组测量模式(A、B、PR)。在频段4，有PR信号(TE=0.6 ms，NE=10，TW=0.02 s)，采集* * *个回波串，计算粘土束缚水体积。A组和B组在0 ~ 3频段共采集到16个信号。A组和B组的回波间隔TE相同，等待时间TW不同，A组和B组之间的等待时间TWL较长，B组和A组之间的等待时间TWS较短..每个周期* * *有40个回波串，根据不同等待时间的T2谱可以识别油气。

3.DTE模式

也称为双TE模式。该模式采用五个频段和三组测量模式(A、B、PR)。在频段4，有PR信号(TE=0.6 ms，NE=10，TW=0.02 s)，采集* * *个回波串，计算粘土束缚水体积。A组和B组的16信号采集在0 ~ 3个频段，A组和B组* * *等待时间TW相同，回波间隔TE不同。A组是短程往返的波音TES，B组是带有***40个回波串的远程往返电话。其主要目的是利用两个不同回波间隔的数据进行扩散加权和气体检测。

4.DTWE模式

也称为dual TW+ dual TE模式。该模式采用五个频段和五组测量模式(A、B、D、E、PR)。在频段4，有PR信号(TE=0.6 ms，NE=10，TW=0.02 s)，采集* * *个回波串，计算粘土束缚水体积。在0 ~ 1频段采集8组A、B信号，在2 ~ 3频段采集8组D、E信号，其中A、B为短TE双TW模式，D、E为长TE双TW模式。***40个回显字符串。包括双TE和双TW测井，一趟就能获得全部信息，大大提高了工作效率。

在实际测井过程中，确定基本测量模式后，根据不同的测量参数，从77种测量模式中选择合适的模式进行测井。表5-10列出了10常用的测量模式参数。

表5-10 10测量模式的常用参数