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核磁测井解释
嘿，你知道核磁测井解释吗？这可真是个超级有趣又超级重要的事儿呢！就好像你要解开一个神秘的大谜团。
咱就说，核磁测井解释就像是一个侦探在寻找线索！想象一下，测井仪器就像是侦探的眼睛，深入到地下，去捕捉那些隐藏的信息。
比如说，它能告诉我们岩石里有多少孔隙，这些孔隙里有多少是饱含着油啊气啊之类的。
这不就跟侦探找到关键证据一样嘛！
我记得有一次，我们的工程师团队在研究一个油田区块。
大家都围着那些核磁测井的数据，就像一群兴奋的孩子在研究新玩具。
“嘿，你看这个信号，是不是说明这里有大储量啊！”“哇，这部分的孔隙度好高啊！”大家七嘴八舌地讨论着，每个人都充满了好奇和期待。
然后呢，专家们就开始根据这些数据进行解释啦。
这可不是随便说说就行的，得非常严谨、仔细，就像拼图一样，把每一块都准确地拼到合适的位置。
“这个区域的核磁信号表明，可能有连续的油层。
”专家肯定地说道。
哇塞，这时候大家都兴奋起来了，仿佛看到了滚滚的石油在向我们招手。
核磁测井解释真的是太重要了！它能帮助我们更好地了解地下的情况，找到那些宝贵的资源。
没有它，我们就像在黑暗中摸索一样。
它就像一盏明灯，照亮我们探索地下宝藏的道路，不是吗？
所以啊，核磁测井解释绝对是地质勘探领域不可或缺的一部分。
它让我们能更准确地评估油田、气田的储量和潜力，为我们的能源开发提供了坚实的基础。
我们真的应该好好重视它，好好利用它，让它为我们的生活带来更多的便利和财富呀！。
测井新技术之核磁共振测井随着石油勘探开发需要，测井技术发展十分迅速，高分辨阵列感应、微扫、三分量感应和正交偶极声波等新型成像测井仪为研究地层各向异性提供了强有力的手段；核磁共振、电缆地层测试、井壁取心等提供了对地层流体的精确认识；新的过套管井测井仪器，如电阻率、新型脉冲中子类测井仪、核磁共振、电缆地层测试及永久监测等现代测井技术的发展可以在套管井中确定地层参数，精细描述油藏动态变化；新的水泥胶结评价仪直观提供一、二胶结面、水泥环形新空间及套管的剖面成像；新的套损成像测井仪为修井作业提供井精确套损质量。
随钻测井系列不断增加，如随钻声电成像、核磁共振测井、随钻地层测试等。
生产测井中的新型仪器出现，如流动成像仪、持率计等可较精确地提供大斜度、水平井测井[1]。
从上述可以看出，核磁共振测井（NMR）在测井新技术中占据着非常重要的地位，在油气勘探开发的许多方面都起着重要的作用。
自上个世纪九十年代核磁共振现象被发现以来，核磁共振技术作为一种重要的现代分析手段已经广泛应用于各个领域。
核磁共振在石油勘探中的应用始于20世纪50年代，经过近60年的发展，核磁共振测井仪器不断更新换代，功能逐渐增强，采集的信息更加丰富。
随着勘探程度的提高和勘探目标的复杂化，核磁共振侧井已经成为一种十分重要的地球物理探测方法，在复杂油气藏勘探开发中正在发挥不可替代的作用。
在复杂岩性、复杂孔隙结构、复杂流体成分、低孔低渗以及低电阻率、低含油气饱和度等情况下，当其他测井大多显得无能为力时，核磁共振测井却是储层评价和流体识别的有效手段，因而具有独特的价值和生命力[2,3]。
人们第一次认识NMR的潜在价值是在上世纪50年代。
核磁共振测井仪器的构想最早由Varian提出，并进行了可行性研究，迈出了核磁共振在石油工业应用的第一步。
20世纪60年代，Chevron和Schlumberger合作研制出利用地磁场的核磁共振测井仪器(nuclear magnetism logging,NML),并用于油田测井。
核磁共振测井原理
核磁共振测井（NMR）是一种地球物理测井技术，利用磁共振现象分析电磁信号来获取地下岩石中的孔隙结构和流体含量信息。
NMR测井原理基于核磁共振现象，即在强磁场中放置原子核会产生共振吸收现象。
在NMR测井中，沿井壁发射一系列短脉冲电磁信号，这些信号会激发旋转相干磁矩，进而引起共振吸收现象，并使得磁共振信号能够被测量。
这些信号可以表征岩石中的孔隙结构和流体含量。
NMR测井技术常见的参数包括自由液体体积（FFV）,有效孔隙度、孔隙尺度和流体饱和度。
其中最重要的参数为FFV，它表征了岩石中的自由水体积。
知道FFV，可以确定孔隙中不同类型液体的含量，如水、油、混合物等。
有效孔隙度和孔隙尺度表征了岩石中的孔隙结构，可用于评估岩石的渗透性和储层质量。
流体饱和度则表征了岩石中所含流体的百分比，用于确定油田储层中可采储量和开发方案。
核磁共振测井的基本原理
核磁共振测井（NMR）的基本原理是利用原子核在外磁场
中的磁矩为零或自旋为零，即自转的变化率为零，在外加磁场中与外加电场发生作用，使原子核受到磁场力而发生磁化。
当原子核在外加磁场中运动时，其周围就产生一系列感应电流（自转），这些感应电流与磁场力方向相同，就会使原子核发生位移，其位移量与原子核磁矩成正比。
核磁共振测井正是根据原子核在外加磁场中的自转变化率来研究原子核的运动和核外电子运动的。
核磁共振测井仪器有两个重要部件：一个是感应线圈；另一个是接收线圈。
感应线圈的作用是把发射出去的核磁共振信号接收下来。
一般情况下，感应线圈处于待测井段井眼的周围，在井下有很多的铁屑或其他杂质和岩石颗粒存在。
这些铁屑和颗粒对核磁共振信号会产生很大的干扰。
当井眼打开后，由于井壁对核磁共振信号有屏蔽作用，使核磁共振信号在井眼周围产生一个很强的磁场。
在这个强磁场下，原子核就会发生位移，在原子核的自转轴方向上形成一个脉冲磁场（核磁共振脉冲）。
—— 1 —1 —。
核磁测井1、现代NMRR测井1、1脉冲NMR测井仪传感器(如磁铁和天线)是脉冲NMR测井仪的核心部分。
它对仪器的S／N、最小回波间距、探测深度(DOI)、测井速度和垂直分辨率有重要影响。
在用的所有仪器在传感器的设计上都不尽相同，主要差别是电子线路、固件、脉冲序列、数据处理和解释算法。
NMR仪器的详细技术指标都能在各家服务公司的网站上找到。
斯伦贝谢电缆式NMR测井仪器有三个天线和一个完全可编程的脉冲序列发生器，能进行多种不同方式的测量。
两个152mm天线用于高分辨率测量，提供总孔隙度、束缚流体孔隙度和自由流体孔隙度。
高分辨率天线还可用来探测天然气和轻烃，计算渗透率和孔隙大小分布。
主天线长457mm，有多个频率，用于不同地层评价，提供多种NMR 测量。
每个频率都对应不同DOI(从井壁算起为38～102mm)。
主天线所提供的地层评价包括两个高分辨率天线所提供的所有地层评价，还用于评价流体径向剖面、流体体积和石油黏度。
所有的商用NMR仪都有一些共同的特征，譬如：所有的仪器都采用强度很大的钐钴合金永久磁体，磁铁对温度变化相对不敏感。
磁体用于极化(磁化)烃和水分子中的氢核(质子)。
另一个共同的特征是它们都采用脉冲NMR测量。
1．2测量原理NMR测量有两步。
第一步是建立储层流体的净磁场，当仪器沿井简移动时，磁铁的磁场矢量B。
磁化储层流体中的氢核，产生净磁场，磁场沿着B。
方向，即纵向。
在井壁附近区域(距井壁几英寸)，B。
的大小一般为几百高斯。
B。
的大小随着离磁铁径向距离的增加而减小，从而在测量区域内形成磁场梯度或梯度分布。
正如下面讨论的，磁场梯度用于识别储层流体并描述流体特征。
在施加B。
之前，氢核磁矩的方向是无序的，因此流体净磁场为0。
在极化时间Tp内，磁化强度以指数形式增大到其平衡值Mo。
描述磁场指数方式的时间常数为纵向弛豫时间，称之为T1。
在储层岩石中，用T1分布描述磁化过程。
T1分布反映的是沉积岩中油气的复杂成分和孔隙大小分布。
引言核磁共振测井是一种适用于裸眼井的测井新技术，是目前唯一可以直接测量任意岩性储集层自由流体（油、气、水）渗流体积特性的测井方法，有明显的优越性。
本文主要讲解了核磁共振测井的发展历史、基本原理、基本应用、若干问题及展望。
发展历史核磁共振作为一种物理现象，最初是由Bloch和Purcell于1946年发现的，从而揭开了核磁共振研究和应用的序幕。
1952 年，Varian 发明了测量地磁场强度的核磁共振磁力计，随后他利用磁力计技术进行油井测量。
1956 年，Brown 和Fatt研究发现，当流体处于岩石孔隙中时，其核磁共振弛豫时间比自由状态相比显著减小。
1960年，Brown 和Gamson研制出利用地磁场的核磁共振测井仪器样机并开始油田服务。
但是，地磁场核磁测井方案受到三个限制，即：井眼中钻井液信号无法消除，致使地层信号被淹没；“死时间”太长，使小孔隙信号无法观测；无法使用脉冲核磁共振技术。
因此，这种类型的核磁共振测井仪器难以推广。
1978 年，Jasper Jackson 突破地磁场，提出一种新的方案，即“Inside-out”设计，把一个永久磁体放到井眼中(Inside)，在井眼之外的地层中(Outside)建立一个远高于地磁场、且在一定区域内均匀的静磁场，从而实现对地层信号的观测。
这个方案后来成为核磁共振测井大规模商业化应用的基础。
但是由于均匀静磁场确定的观测区域太小，观测信号信噪比很低，该方案很难作为商业测井仪而被接受。
1985 年，ZviTaicher和Schmuel提出一种新的磁体天线结构，使核磁共振测井的信噪比问题得到根本性突破。
1988 年，一种综合了“Inside-out”概念和MRI 技术，以人工梯度磁场和自旋回波方法为基础的全新的核磁共振成像测井(MRIL)问世，使核磁共振测井达到实用化要求。
此后，核磁共振测井仪器不断改进，目前，投入商业应用的核磁共振测井仪器的世界知名测井服务公司分别为：斯仑贝谢、哈利伯顿和贝克休斯。
核磁共振测井技术的现代应用趋势核磁共振测井技术（Nuclear Magnetic Resonance Logging）是一种应用于地球物理勘探领域的重要技术。
通过测量岩石中原子核自旋的共振现象，它可以提供有关地下岩石储层的重要信息。
在过去几十年中，核磁共振测井技术得到了广泛的应用和发展，为石油勘探、地质学研究以及地下水资源评估等领域提供了重要的帮助。
本文将探讨核磁共振测井技术在现代中的应用趋势。
一、高分辨率成像随着仪器设备的不断改进和技术的发展，核磁共振测井技术的分辨率得到了显著提高。
传统的测量方法主要关注岩石样品中液态水的分布，但现代的核磁共振测井技术已经可以提供更加详细的成像信息。
通过对地下储层中油、水、气等不同成分的测量和分析，可以获得更准确、更细致的地下岩石结构图像。
这种高分辨率成像技术可以帮助勘探人员更好地理解地下岩石储层的特征，提高勘探和开发效率。
二、多参数测量发展传统的核磁共振测井技术通常只能提供岩石储层的孔隙度信息，但现代核磁共振测井技术已经实现了多参数测量。
除了孔隙度，核磁共振测井技术现在还可以测量地下储层中的渗透率、饱和度、岩石孔隙结构等多个参数。
这些参数可以提供更全面、更准确的地下岩石特征信息，有助于勘探人员更好地评估岩石储层的潜力和开发价值。
三、非侵入式测井传统的测井技术通常需要进行试井操作，即在地下储层中打孔取样来获取岩石信息。
然而，这种试井操作会对地下储层造成一定的破坏，且操作成本较高。
与传统试井相比，核磁共振测井技术具有非侵入性的优势。
通过无需打孔取样直接对地下储层进行测量，核磁共振测井技术能够实现对地下岩石的准确评估，提高勘探效率的同时减少对地质环境的破坏。
四、多尺度测量与高精度定量随着核磁共振测井技术的发展，现代测井仪器已经可以实现多尺度测量和高精度定量。
不同尺度的地下岩石结构对储层特征的影响是不同的，因此，进行多尺度测量能够提供更全面的岩石信息。
与此同时，高精度定量分析也是核磁共振测井技术的重要发展方向。
核磁共振测井原理与应用一、核磁共振基本原理核磁共振（NMR）是物理学中的一种现象，其基本原理是原子核在磁场中的磁矩与射频脉冲之间的相互作用。
核磁共振在测井中的应用得益于其独特的物理性质，可以对地层岩石和流体进行无损检测。
二、核磁共振测井技术核磁共振测井技术利用了在地磁场中自由氢核（如H）的磁矩进动与射频脉冲的相互作用。
当射频脉冲停止后，氢核将恢复到原来的状态，这一过程中产生的信号可以被检测并用于分析地层性质。
核磁共振测井技术可以分为静态测量和动态测量两种。
三、岩石孔隙结构分析核磁共振测井可以提供关于岩石孔隙结构的详细信息。
通过测量地层中氢核的弛豫时间，可以推断出孔隙的大小、分布以及连通性，从而评估储层的渗透率和油气储量。
四、地层流体识别与分类核磁共振测井可以区分油、水、气等不同的流体，这是由于不同流体中氢核的弛豫时间不同。
此外，通过测量束缚流体和自由流体的比率，可以评估油藏的驱替效率和水淹程度。
五、地层参数反演通过核磁共振测井数据，可以反演地层的多种参数，如孔隙度、渗透率、含水饱和度等。
这一过程涉及到复杂的数学模型和算法，是核磁共振测井数据处理的关键环节。
六、测井数据处理与解释核磁共振测井数据处理包括原始数据的预处理、参数反演、解释和后处理等多个环节。
解释人员需要具备丰富的地质和测井知识，以便正确地解释测井数据，提供准确的储层评价结果。
七、核磁共振测井应用实例核磁共振测井在油气勘探和开发中得到了广泛应用。
例如，在评估油田的储层质量、监测注水作业效果、确定剩余油分布等方面发挥了重要作用。
具体实例包括评估某油田的储层孔隙结构和含油性、监测某气田的产气能力等。
这些实例证明了核磁共振测井在油气勘探和开发中的实用价值。
八、未来发展趋势与挑战随着技术的不断进步和应用需求的增加，核磁共振测井在未来将面临一些发展趋势和挑战。
例如，发展更高分辨率和灵敏度的核磁共振测井仪器、提高数据处理和解释的自动化程度、解决复杂地层和油藏条件下的应用问题等。
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。
核磁测井1、现代NMRR测井1、1脉冲NMR测井仪传感器(如磁铁和天线)是脉冲NMR测井仪的核心部分。
它对仪器的S／N、最小回波间距、探测深度(DOI)、测井速度和垂直分辨率有重要影响。
在用的所有仪器在传感器的设计上都不尽相同，主要差别是电子线路、固件、脉冲序列、数据处理和解释算法。
NMR仪器的详细技术指标都能在各家服务公司的网站上找到。
斯伦贝谢电缆式NMR测井仪器有三个天线和一个完全可编程的脉冲序列发生器，能进行多种不同方式的测量。
两个152mm天线用于高分辨率测量，提供总孔隙度、束缚流体孔隙度和自由流体孔隙度。
高分辨率天线还可用来探测天然气和轻烃，计算渗透率和孔隙大小分布。
主天线长457mm，有多个频率，用于不同地层评价，提供多种NMR 测量。
每个频率都对应不同DOI(从井壁算起为38～102mm)。
主天线所提供的地层评价包括两个高分辨率天线所提供的所有地层评价，还用于评价流体径向剖面、流体体积和石油黏度。
所有的商用NMR仪都有一些共同的特征，譬如：所有的仪器都采用强度很大的钐钴合金永久磁体，磁铁对温度变化相对不敏感。
磁体用于极化(磁化)烃和水分子中的氢核(质子)。
另一个共同的特征是它们都采用脉冲NMR测量。
1．2测量原理NMR测量有两步。
第一步是建立储层流体的净磁场，当仪器沿井简移动时，磁铁的磁场矢量B。
磁化储层流体中的氢核，产生净磁场，磁场沿着B。
方向，即纵向。
在井壁附近区域(距井壁几英寸)，B。
的大小一般为几百高斯。
B。
的大小随着离磁铁径向距离的增加而减小，从而在测量区域内形成磁场梯度或梯度分布。
正如下面讨论的，磁场梯度用于识别储层流体并描述流体特征。
在施加B。
之前，氢核磁矩的方向是无序的，因此流体净磁场为0。
在极化时间Tp内，磁化强度以指数形式增大到其平衡值Mo。
描述磁场指数方式的时间常数为纵向弛豫时间，称之为T1。
在储层岩石中，用T1分布描述磁化过程。
T1分布反映的是沉积岩中油气的复杂成分和孔隙大小分布。
极化所需时间至少是最长T1时间的3倍以确保充分磁化。
如果极化时间太短，得到的NMR孔隙度就会小于真实的地层孔隙度。
极化时间一到，立即将RF脉冲串用于地层。
第一个RF脉冲称为9O°脉冲，这是因为它能把最初与B。
平行的磁化矢量旋转到垂直于B0的横向平面上。
一旦磁化在横向平面内进行，它就会绕着B。
旋转，就在原来产生脉冲的同一天线上产生一个随时问变化的信号。
紧跟着9O。
脉冲，首先产生一个NMR自由感应衰减(FID)信号，但由于其衰减太快而无法探测到。
900脉冲之后是一系列间隔均匀的180。
脉冲，用来使氢核的磁矩重新聚焦，形成连贯的自旋回波信号。
在每对180。
脉冲信号之间记录自旋回波信号。
之所以把信号称之为回波，是因为它们在每一对180。
脉冲的中间点能够达到最大幅度，然后在下一个脉冲到来之前快速衰减为零，下一脉冲重聚磁矩以产生下一个回波。
RF脉冲及相关的自旋回波就是所谓的Carr-Purcell-Meiboom(CPMG)序列，这是应用最广泛的NMR测井序列。
自旋回波信号的包络线随特征时问常数(7"2)以指数规律衰减，称为横向弛豫时间或自旋一自旋弛豫(衰减)时间。
外推到零时间(紧跟9O。
脉冲)的自旋回波衰减曲线的幅度就等于推导的NMR总孔隙度(假设流体含氢指数等于1)。
NMR测井仪的一个重要技术指标是它的最小回波间隔。
在确定T2敏感性极限--仪器能测量出的最小值方面，最小回波间隔和信噪比S／N起了重要作用。
短的最小回波间隔对于准确而重复地测量包含黏土束缚水和微小孔隙(如测量小于3ms的T2值)在内的地层NMR总孔隙度是必需的。
对于目前所用的仪器而言，其最小回波问隔大约在0．2～1．2ms之问。
在CPMG序列中，回波个数和回波间隔TE是可编程的采集参数。
这两个参数都根据测井目标和预测的地层和流体性质进行选取。
典型的NMR测井中，在大约1S的时间内要采集几千个回波。
回波的个数取决于预计的地层弛豫时间。
在具有长时间的地层(如含轻质油和大孔隙或孔洞岩石的地层)中，需要更多的回波以准确测量分布中的大值。
实际上，在仪器磁场梯度中，分子的扩散会造成额外的T扩散衰减，可以测到最长T2的上限。
纵向弛豫时间T1不受扩散影响。
1．3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。
NMR测量的S／N决定测量结果的重复性。
如上面提到的，NMR测井仪测量的S／N取决于传感器的设计(如B。
的大小、RF磁场的大小和仪器探测的地层体积)。
特定的脉冲序列可用于提高NMR测量的准确性和重复性。
与标准CPMG序列相比，这些序列可提高S／N近2倍。
高电导钻井液、低孔隙度地层和高温会大大降低S／N。
服务公司能提供有关导电井眼对特定仪器测量结果影响的信息。
为了提高S／N、改进测量结果的重复性，对NMR测井的数据进行了平均。
对数据进行充分平均，可使NMR总孔隙度精度至少达到士1个孔隙度单位。
根据钻井液、地层电导率和仪器技术指标，通常要求对3～9个深度点数据进行平均。
求平均值的点数、天线长度和采样间隔决定测量的垂直分辨率。
作为测前设计的一部分，服务公司能提供仪器在不同测井模式和不同环境下的垂直分辨率。
2 、NMR测井解释测井解释测井解释测井解释2．1T2分布T2分布提供了有关储层岩石和流体性质非常有用的信息，这也是NMR测井图上的基本输出。
NMR测井的其他输出大部分可根据T2分布计算出来。
根据NMR回波数据计算出的T2分布可用来计算NMR总孔隙度、束缚流体孔隙度和自由流体孔隙度，也能用来计算渗透率、评价储层质量。
通过将自旋回波信号拟合成大约3O个单指数方程来计算T2分布。
每个指数方程都具有幅度A(T2)和相应的衰减时间T2。
拟合过程由数学反演技术来实现。
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。
T2分布用来预测总孔隙度、束缚流体孔隙度、自由流体孔隙度、渗透率和孔隙大小分布。
两块砂岩电镜扫描(SEM)图像表明，这两块砂岩虽有几乎相同的孔隙度，但所测的盐水渗透率相差近37倍。
T2分布明显地展现出砂岩的质量，低渗砂岩T2值较短、黏土填充孔隙更多，这表明比高渗透性岩石有更高的束缚水体积。
通常把T2分布中所包含的孔隙大小信息与压汞毛细管压力曲线进行比较。
重要的是发现毛细管压力曲线提供的是孔喉大小信息，而T2分布与孔隙本身大小有关。
人们发现，在许多孔隙大小与孔喉大小关系密切的砂岩中，T2分布提供的信息是对压汞毛细管压力曲线的补充。
2．2与岩性无关的NMR总孔隙度地层评价方面最有意义的新进展之一就是与岩性无关的NMR总孔隙度。
由于根据密度、中子、声波测井求取孔隙度要知道岩石骨架性质，所以NMR测井仪是唯一能够提供与岩性无关的总孔隙度的方法。
在混合岩性和未知岩性的非均质地层中，为了准确测量孔隙度，强烈推荐使用NMR测井。
在大部分含有烃和湿润的岩石(包括页岩)中，NMR总孔隙度都等于实际地层孔隙度。
可是，在油的黏度达10000mPa·s以上的稠油层会出现例外情况。
这种稠油的T2分布幅度大大低于NMR仪器所能承受的T2极限，在这些稠油层，由NMR测得的孔隙度低于地层真实孔隙度。
可用NMR得到的孔隙度与密度测井孔隙度的这种反差推断稠油的存在，或者通过一些假设，把边界加到原油黏度和含油饱和度上。
2．3估算束缚水和自由水通过使用经验确定的T2截止值，水饱和岩石的T2分布分为束缚水和自由水。
T2不同，总孔隙度可分为束缚水孔隙度和自由水孔隙度。
泥质砂岩束缚水包括黏土束缚水和毛细管束缚水。
对于砂岩，通常把33ms的缺省值作为T2的截止值，用于区分束缚水和自由水。
该值在许多情况下都适用，不过不能适用于所有砂岩。
离心前后水饱和岩样的NMR实验测量结果常用于获得特定地层更加准确的T2截止值。
水饱和的碳酸岩，T2截止值明显大于砂岩的截止值(如几百毫秒)。
因为在许多碳酸岩中，有来自孤立孔洞中长T2衰减时间的束缚水信号，所以在碳酸岩中，根据T2分布计算束缚水和自由水比砂岩中的要复杂。
另一种复杂情况是在碳酸岩中经常发现孔隙大小系统不同(如具有微孔隙度和大孔隙度的双孔隙系统)。
NMR测量期间，分子能从微孔隙系统扩散到大孔隙系统，以致于分不清真正的孔隙大小分布。
对于上述讨论的水饱和岩石来说，把T2分布分成束缚水和自由水时，假设短T2弛豫时间与黏土束缚水、毛细管束缚水和小孔隙水有关，该假设在含烃岩石中无效。
譬如，在这种岩石中，有黏性的可动油，其T2值小于截止值。
显然，如果人们用一个截止值分析总的或合成的T2分布，则这个可动油将被误认为是束缚水。
解决这个问题的一个途径就是使用以扩散为基础的流体特性描述方法把两个T2分布分开。
2．4估算砂岩的NMR渗透率两个经验渗透率公式--SDR公式(斯伦贝谢Doll研究中心)和Timur-Coates公式被广泛用于石油工业。
NMR渗透率公式可估算水饱和砂岩中的盐水渗透率对于许多砂岩来说，孔隙本身和孔喉大小之间具有很好的相关性，这是计算NMR渗透率的重要基础。
两个渗透率测量值都含有模型参数(如指数和比例常数)。
服务公司所采用的缺省值通常能提供定性准确的NMR渗透率曲线(可用来比较两个层的渗透率)。
尽管这些信息有价值，但估算的渗透率会明显地偏离地层的真实渗透率。
要定量估算特殊岩石的准确渗透率，建议对岩样的测量结果进行分析，从而确定最优的渗透率方程参数。
SDR和Timur-Coates渗透率的计算都受烃影响，需要更多的研究来提出预测烃和水相对渗透率的公式。
SDR和Timur-Coates渗透率公式都基于一定的假设，这对碳酸岩来说是不适用的，这是因为在碳酸岩中，NMR测量的孔隙本身大小与孔喉大小没有很好的相关性。
