核磁共振测井资料质量控制

概述核磁共振在石油测井的应用我国的地势和地形结构复杂多样的特点，增加了石油钻井的难度。

保证石油测井的质量就必须采用先进的科学技术。

核磁共振的技术为我国石油测井的发展带来了较大的贡献。

比如利用核磁共振提供的地层信息，比其他测井的方式的信息更为丰富和全面。

尤其是在较为复杂的岩性上，核磁共振技术发挥了其有效的作用，同时核磁共振也是现今较为有效合理的提供地层渗透率的测井方法。

能有效地反映石油的粘稠度和毛管压力曲线等信息。

一、核磁共振概述核磁共振是原子核在外磁场的作用下发生分裂，然后通过共振吸收一定频率辐射的物理过程。

原子核不同，自旋的情况不同。

在原子核自旋的过程中会在磁场的周围受到力矩的作用，并进行有规律的运动。

但是当磁力改变时，会产生磁共振。

核磁共振在石油测井中已得到较为广泛的应用，但也存在一些理论与实际相偏离的问题。

因此，在实际的运用中要不断地提高核磁共振的应用效果。

加强对石油测井的应用，发挥核磁共振技术的最大效果。

二、核磁共振在是由测井中的应用（一）石油测井流体识别开发石油前要对石油进行测井，而测井的目的是为了提供石油的相关数据和资料，以便更好地保障石油开发的安全。

但在石油测井的过程中，石油井眼直径大小与测井流体的体积呈正相关。

也就是说，石油井的直径越小，测井流体的体积越小。

利用核磁共振可以减少流体体积大小对石油测井的影响，提高石油测井流体的识别功能，并有效地保证石油测井数据的准确度。

在石油测井应用核磁共振的过程中，早期利用核磁共振技术对石油测井的资料进行收集是采用差谱法。

差谱法是在两个不同的时间段里的回波中得到的孔谱。

差谱=等待时间长的π谱-等待时间短的π谱。

在一般的情况下，气在差谱的中段，轻质油在差谱的后段，无油便无差谱。

差谱法在核磁共振中对石油测井的应用可以检测地层中有无轻径的存在。

（二）石油测井深度石油测井的过程中会由于多种原因造成测井深度的误差，影响石油测井资料的准确度。

而在实际的测井过程中造成测井深度误差的原因包括测井的速度、测井仪器的选用以及测井过程中各种相关因素。

浅谈核磁共振技术在测井中的应用及故障处理作为目前世界上最先进的石油测井技术之一-核磁共振测井技术，其测井信号来自地层孔隙流体，包含十分丰富的地层信息，可用于定量确定自由流体、束缚水、渗透率以及孔径分布等重要参数。

在勘探阶段，核磁共振测井能为流体性质、储层性质以及可采储量等地层评价问题的解决提供有效信息；在开发阶段，能为油层剩余油、采收率以及增产措施效果等问题的评价和分析提供定量数据。

在复杂岩性特殊岩性储层、低孔低渗储层、低电阻率低饱和度储层、以及石油天然气和稠油等储层都具有明显的应用效果。

标签：核磁共振技术；测井；故障；应用核磁共振测井仪EMRT仪器主要测量地层孔隙流体中氢核响应。

仪器用静磁場和脉冲射频磁场（RF）来进行井下自旋回波核磁响应的测量。

测量的重要信息均包括在回波串中。

回波串的初始幅度和地层中的流体信息有关，反映的是地层孔隙度。

回波幅度的衰减率反映孔径尺寸的信息和流体中流体类型。

1 核磁共振测井技术的地质应用核磁共振测井方法可直接测量地层孔隙中可动流体的信息，可定量确定自由流体、束缚水、渗透率及孔径分布，其孔隙测量不受岩石骨架矿物成分的影响，在复杂岩性、特殊岩性储层、低孔低渗储层、低电阻率、低饱和度储层、以及天然气和稠油等储层具有明显的应用效果。

2 核磁共振仪器应用特点与常规测井的区别2.1 核磁共振仪器应用特点根据核磁的测井数据，能够计算出地质的相关参数：总空隙度，有效空隙度，粘土束缚水体积，毛管束缚水体积，可动水体积，烃（油气）体积，残余烃含量，渗透率，原油粘度，含烃类型。

2.2 与常规测井的应用特点根据常规的测井数据，只能够判断储层物性，确定产量，判定纯油气产层，估算地质储量，可采储量及油气采收率。

2.3 两者的区别区别于常规仪器计算的渗透率，从另外一个角度提供了储层渗透率信息，能够结合中子密度或者电阻率测井，运用标准谱、拼接谱、差谱、移谱等方法，进行储层流体类型分析，并且为测压取样仪作业点的选取提供指导。

P-型核磁测井质量控制质量控制对于获得精确的测井数据和高质量的地层信息是非常重要的。

P-型核磁测井系统通过一些有效的质量控制指示参数来实时表明仪器的工作状态的好坏,以保证数据采集质量。

P-型核磁的质量控制过程包括：主刻度、仪器校验（测前刻度、测后刻度）、现场测井、测井记录、测井质量控制参数回放和最终质量检查。

本文从以下几个方面来分析说明测井质量控制过程：解释和质量控制有关的重要概念和定义；仪器刻度和测量校验；实时测井质量控制；仪器质量指示参数；测后数据质量检查。

概念和定义Gain and Q levelP-型核磁测井，系统的Gain值和Q值是两个非常重要的参数。

Gain值代表了测井时井眼流体和地层对测井仪器特别是仪器发射电路所形成的负载的大小，通俗地说，Gain值越高，仪器负载就越小，仪器工作就比较轻松。

反之，Gain值越低，仪器负载就越大，仪器工作就比较吃力；在仪器工作过程中，Gain值是实时测量计算的，Gain值的大小变化在核磁测井主窗口中实时显示。

Gain值的测量是通过安装在核磁探头主磁体上的B1测试线圈来实现的。

首先，在测井软件的控制下，B1线圈发射一个标准的RF发射信号，核磁探头的RF天线接收这个信号，送到核磁电子线路进行处理，Gain值就是B1线圈的发射信号幅度和此信号在RF天线感生信号幅度的比值。

Gain值的测量是每一个核磁脉冲串系列的一部分。

Gain值取绝于仪器工作的中心频率，所以，在每次工作前都要做扫频以确定Gain值最大时仪器的中心频率。

测井时，Gain值的大小受到所谓的外部环境和内部发射电路自身的影响。

外部主要受井眼流体的电阻率大小影响，与此相比，地层电阻率影响较小。

低电阻率泥浆或地层对RF 发射信号衰减较大，仪器负载就大，Gain值就低。

反之，Gain值就高。

在实际测井时，泥浆电阻率的大小是不会急剧变化的，因此，Gain值的变化主要受地层电阻率变化和井眼变化的影响。

Gain值永远不能为零，CLASS测井软件在Gain值小于100时就停止仪器发射，中断测井。

1、关于测井曲线的质量控制4 单条曲线质量要求4.1 井眼物性测井4.1.1流体电阻率值应随井深增加而逐渐降低，一般不应有突变现象（当井下地层出水或井漏等例外）。

4.1.2流体电阻率曲线读数与泥浆罐测得的泥浆电阻率换算到同一深度下的电阻率值相差不得大于10%。

4.1.3流体井温在井口的读值与实际温度相差不得超过1.50℃。

4.1.4重复曲线：流体电阻率为读值的10%；流体压力为全刻度的1.8%；井温为全刻度的1%。

4.2 自然伽马测井、高温小井眼自然伽马测井4.2.1曲线变化正常，能正确地反映岩性剖面变化，与已知岩性的数值符合。

4.2.2 重复曲线与主曲线对比形状基本相同，相对误差小于5%。

4.2.3统计起伏相对误差小于3%。

4.3 双侧向测井、高温小井眼双侧向测井4.3.1上井前，检查仪器车间刻度卡片。

测前、测后刻度值相对误差应在5%以内。

4.3.2在仪器的动态范围内，砂泥岩剖面地层厚度大于2m的标志层，测井曲线在井眼规则井段应符合以下规律：a) 在泥岩层或其它非渗透层段，双侧向曲线基本重合；b) 当钻井液滤液电阻率(Rmf)小于地层水电阻率(Rw)时，深侧向测量值应大于浅侧向测量值（有侵入情况下）；c) 当钻井液滤液电阻率(Rmf)大于地层水电阻率(Rw)时，水层的深侧向测量值应小于浅侧向测量值，油层的深侧向测量值应大于或等于浅侧向测量值（有侵入情况下）；d) 在稠油层，无钻井滤液侵入时，双侧向测量值应基本重合。

4.3.3仪器进套管后，双侧向测量值应回零。

4.3.4已知岩性地层读数与本地区经验值相符合。

4.3.5重复曲线与主曲线形状一致，相对误差小于5%。

4.3.6在仪器动态范围内，测井曲线无饱和现象。

4.4 高温小井眼双感应测井4.4.1在仪器的动态范围内，对砂泥岩剖面地层，在井眼规则井段，测量值符合以下规律：a) 在泥岩层或非渗透层段，双感应-短电位曲线基本重合；b) 当Rmf<Rw时，油层、水层的双感应-短电位均呈低侵特征（有侵入情况下）；c) 当Rmf>Rw时，水层的双感应-短电位呈高侵特征，油层的双感应-短电位呈低侵或无侵特征（有侵入情况下）。

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)。

核磁共振测井技术原理及应用分析发布时间：2021-10-14T03:00:31.448Z 来源：《科学与技术》2021年16期作者：闫栋栋[导读] 随着科学技术的飞速发展，越来越多的新技术被运用到石油测井种，而核磁共振作为一种新兴手段，在石油测井中也起着重要的作用闫栋栋河北石油职业技术大学河北省承德市 067060摘要：随着科学技术的飞速发展，越来越多的新技术被运用到石油测井种，而核磁共振作为一种新兴手段，在石油测井中也起着重要的作用。

本文以核磁共振原理为落脚点，通过理论与实践的有机结合，探讨核磁共振技术如何合理地应用在石油测井中。

关键词：核磁共振；测井技术；石油测井引言：核磁共振测井技术相较于传统测井技术，不仅能够提供渗透率参数，还可以提供油气水饱和度、原油的黏度等。

本文首先概述核磁共振测井的发展现状，再简要介绍核磁共振测井技术的测量原理，最后进行核磁共振测井的应用分析。

一、核磁共振测井发展概况核磁共振测井技术作为一种新兴技术，是当代测井技术的重大突破之一。

现如今，我国陆地上石油勘探难度与日俱增。

尤其是中国地势经过数千年的演变后，地势情况愈加复杂，这也对勘探技术有了更高的要求。

就目前来看，我国东部地区仍存在许多未探明可采资源量，这些资源多分布在斜坡带、潜山、重力流砂体、滩海以及古生界等有潜力的新领域，已经为勘探工作带来诸多不便；而西部地区未探明油气资源高达55%，虽然有着巨大的潜力，但埋藏深、环境恶劣，勘探难度无疑是难上加难。

常规的测井方法已经无法满足也难以适应我国对油气使用增长的需求，进一步提高勘探技术，加速新技术的开发、研究、应用刻不容缓。

而核磁共振测井作为一种新兴方法，它的出现有效地攻克了这一难题，这也将成为未来油气勘探中重要的有效手段之一。

相较于传统测井方法的分辨率较低、直观性较差、解释油气层出现多解性，核磁共振测井最明显优势在于深探测、高分辨率和高精度。

二、核磁共振测井技术原理核磁共振测井的基本原理为“井内磁体——井外磁场测量”，这与传统测井方法是截然不同的。

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。

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（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.核磁仪器必须加装扶正器。

扶正器加装位置如下图所示。

灯笼扶正器必须根据井眼大小调整固定环间距。

硬翅扶正器（Stand off）不能用顶丝固定，须固定上下固定环使硬翅扶正器保持2-3cm间隙，并能自由转动。

2.修改Flash表，修改值应由解释人员根据当地油井情况设定，。

测井前FLASH TABLE须正确修改，最重要的两个参数修改：FT_COR改为SENS，不要用GRAD，因为地温梯度不准确；MRAD根据所用探头直径选择，大探头6.00，小探头4.88。

（其他参数选用默认值即可），如图22所示3.仪器预热。

尽量使探头温度（Anten Temp）和线路温度（Cart Temp）不超过摄氏20-30度。

仪器下放速度不可超过50米/分钟。

由于探头相对线路升温较慢，下放过快将使探头和线路温度相差过大。

温度对T2截止值影响很大，一是温度越高，流体会膨胀，增加了可流动性和弛豫时间；二是温度越高，可以排列取向的质子数目减少，热膨胀效应使氢原子间的平均间距增大，三是温度上升，磁场强度减小。

探头温度和线路温度相差过大将不利于校正。

4.井下扫频须在目的层井眼较好、GAIN比较稳定的砂层进行，扫完不但要和主刻扫频数据比较是否基本一致，而且需看每个频段扫频曲线图，要求曲线光滑，有频率峰值，且点都基本在曲线上（否则需换井段重扫），扫频时仪器起下速度应严格控制在1米/分钟内。

图上的各个点在曲线上。

扫频数据如下图示中心频率之间的最小间隔如下所示：典型的频率为590KHz，616KHz，640 KHz,680 KHz,772 KHz。

5.当仪器在裸眼井段且GAIN大于300就可以供高压。

DCCP先加一些电压，待主窗口显示正确对应电压后可选择GA 50，当主窗口NO NEW DATA计数回零时，可开始加高压。

高压不要太高，DCCP高压旋钮扭到Sorensen显示为300V，主窗口右下角Hvmax显示为600V即可，切勿一把扭到头再往回调。