核磁共振测井信号降噪专利（核磁共振测井原理与应用）

核磁共振技术

核磁共振测井是通过研究地层流体中氢核在外加磁场作用下所表现出来的特性来描述储层物性和孔隙流体性质。其测量结果基本消除岩石骨架影响，并能解决下列地质问题：①一定条件下，利用两次不同等待时间的双TW测井进行差谱分析或利用两次不同回波间隔的双TE测井进行移谱分析，可识别油气的存在及类型。②区分自由（可动）流体体积和束缚流体体积，从而准确确定出产层和非产层。③估算储层渗透率。④提供反映岩石物理性质和孔隙流体流动特性的T2分布。⑤提供与岩性无关的地层有效孔隙度。⑥与常规测井资料结合可进行综合解释，可改进对地层流体性质的评价精度。

井下观测方式

（1）标准T2测井

提供一般的储层参数，如有效孔隙度、自由流体体积、束缚流体体积、渗透率等。一般选取等待时间TW：3～4s，标准回波时间间隔TE=1.2ms，回波个数NE≥200。

（2）双TW测井

根据油、气、水的弛豫响应特征不同，采用不同等待时间TW进行测量，可定性识别流体性质：短等待时间TWS：水信号可完全恢复，烃信号不能完全恢复；长等待时间TWL：水信号可完全恢复，烃信号也能完全恢复。

将用两种等待时间（TWS和TWL）测量的T2分布相减，可基本消除水的信号，剩下部分烃的信号，从而达到识别油气层的目的。

（3）双TE测井

回波间隔时间TE与脉冲法测量的弛豫时间、扩散系数、磁场梯度与旋磁比具有如下关系：

裂缝性储层流体类型识别技术

式中：（T2）CPMG——采用CPMG脉冲法测量的弛豫时间；

D——地层流体的扩散系数；

G——磁场梯度；

TE——回波间隔；

γ——氢核的旋磁比。

从上式可看出，增加回波间隔TE，将导致T2减小，且T2分布将向减小的方向移动（移谱）。由于油气水的扩散系数不同，在MRIL-C测井仪的梯度磁场中对T2分布的影响程度不一样，采用长短TE测井，油气水的T2分布变化的程度也不同，据此可定性识别流体性质。

核磁实验结果表明，当裂缝性地层孔隙度较大时，核磁测井油水层的T2谱存在明显的差异。因此利用核磁测井可以有效地识别流体类型。

核磁共振测井的应用

目前，核磁共振测井的解释还比较复杂，只能由专业人员进行。对于裂缝等复杂地层的储集空间的分布和预测还处于理论研究阶段。但是，对于孔隙度、流体性质的解释要大大超出其他测井解释。

（一）核磁共振技术对于储层裂缝的理论研究

1.核磁共振波谱描述裂缝特征

在核磁共振测量中，岩石局部变化能够导致磁场线形的变化。如果岩石组成比较均匀时，记录到的磁场线形可以用来描述孔隙或裂缝介质。由于裂缝和基岩具有不同的流体，核磁共振波谱很容易区分它们。

实际上，裂缝和基岩的共振频率具有不同程度的位移，当裂缝产生的位移大时，磁场线形宽度就大。通过对裂缝及基岩的弛豫测量，发现测到的T2对识别裂缝特别有效。即利用裂缝和孔隙性骨架内流体的弛豫时间差异来识别裂缝和孔隙性骨架。在快速扩散情况下，弛豫时间与比表面积之间的关系为：

基岩潜山油气藏储集空间分布规律和评价 ***

式中：i=1，2，分别表示纵向或横向弛豫，Tib和Tis表示裂缝和孔隙流体的磁化衰减的弛豫回旋。裂缝中流体弛豫率正比于裂缝的宽度ω，即：

基岩潜山油气藏储集空间分布规律和评价 ***

随着裂缝宽度增加，裂缝中流体的弛豫时间接近于体积流体的弛豫时间。因为孔隙性基岩的V/S值与裂缝的不同，所以探测裂缝的能力决定于裂缝的V/S值。

孔隙性基岩的弛豫衰减要比裂缝的快得多，不同的弛豫时间（Te）观测到的磁场线形就不一样。这样不同的Te值测量可用来探测裂缝介质性质（图4-13）。图4-13中Te从0.1ms变化到200ms，从底部到顶部是相应回波时间Te增加的实验谱线。

图4-13 石灰岩样品的线形和回波时间函数的关系

对于饱含水岩样，用Te最小值（0.1ms）测得的磁化衰减来估算T2分布（图4-14），可以看出不同宽度的裂缝与无裂缝的基岩具有较大差别。裂缝越宽，相应的T2值越大。饱含油的岩样也具有类似的表现。

2.用核磁共振成像法测量裂缝开度

目前只能在实验室里进行这项工作：①制备圆柱形的、具有顺轴向延伸裂缝的岩样，用流体润湿，将岩样与成像仪的静磁场方向平行放置，其裂缝呈水平产状；②利用SIS85/310成像仪（氢核共振频率为85.492MHz）测量岩样的核磁共振波谱，该仪器中有一5英寸直径的“鞍形”线圈作为激发和接收信号，进行二维核磁共振测量，测得的图像平面平行于裂缝面，可以得到俯视的裂缝储集空间分布图像；③对图像密度进行刻度，以便给出裂缝开度图像，需要反复测量10次；④在裂缝截面近似平滑的情况下，对岩样施加一定压力的流体，进行流量与压降测量。用压降与流量可以计算裂缝开度b′：

图4-14 饱含水石灰岩样品T2的分布

基岩潜山油气藏储集空间分布规律和评价 ***

式中：ω——裂缝宽度（假设等于岩心直径）；Δp——流量为Q时岩心两端的压降；μ——流体的粘度；L——具裂缝的岩心长度（裂缝与岩心长度相等）。

（二）核磁共振测井进行碳酸盐岩储层评价

核磁共振测井对于一般砂泥岩地层可以比较好地提供孔隙度、渗透率、粘土含量、油气水层识别等储层参数，对于天然气储层和水淹层的识别也非常有效。对于复杂岩性的地层、特别是裂缝型变质岩的储集空间解释，还存在许多不确定性。对于碳酸盐岩核磁共振测井可以提供如下信息：

1.碳酸盐岩有效孔隙度、可动流体和渗透率

这里给出两个实例（图4-15、4-16），解释了碳酸盐岩地层岩性变化及其孔隙度、可动油和可动水的分布情况。在图4-15的顶部（5900～5960ft）存在大量粉砂，在6140～6200ft范围内含有20%～40%的石膏，CMR可以解释出有效孔隙度（可动流体孔隙度）φF。从图4-15可以看出，粉砂岩段的有效孔隙度很小，为非渗透率层，其下部的碳酸盐岩段有效孔隙度较大，为渗透层。

图4-16中的岩性主要为白云岩，该图给出了3种孔隙度：核磁共振孔隙度φNMR、常规测井孔隙度φCON、岩心分析孔隙度φcore，尽管岩性变化较大（白云岩、硬石膏、石灰岩），但是CMR孔隙度与岩心分析孔隙度对应很好。测量井段的油水界面在7250ft处，根据有效孔隙度计算出的可动水体积（MOVWAT）在此深度以下不断增加，而且计算出的可动油体积（MOVOIL）与电磁波测井（EPT）得到的残余油饱和度一致。

2.碳酸盐岩储层的残余油饱和度解释

确定储层残余油饱和度是三次采油的基础工作。这里残余油饱和度Sor定义为不可动含油饱和度，即储层中相对渗透率为零的含油饱和度。

用核磁共振测量注入的MnCl2的技术，被认为是裸眼井确定残余油饱和度更好的 *** 。

图4-15 CMR测井与常规孔隙度测井的比较

图4-16 CMR测井与常规测井比较，说明可动油与可动水解释的差异性

因为核磁共振与常规测井不同，测量信息来自储层流体的氢元素，而不受岩性影响。在注入MnCl2过程中，还添加了一种顺磁离子，以加快水的弛豫，使注入水信号与油信号分开，从而测得含油饱和度，当核磁共振测井探测半径足够大时，测出的含油饱和度即为水淹区的残余油饱和度。

图4-17给出了岩心分析、常规测井和CMR测井得到的孔隙度、含油饱和度的对比情况。其中之一道是总自然伽马（SGR）和“无铀”（CGR）测量结果，以反映泥质含量的情况。第二道为密度-中子交会孔隙度（PXND）和岩心分析孔隙度，岩心分析孔隙度是按照1.5ft的滚动平均值显示的。两者有较好的一致性，说明测井和岩心分析是匹配的。第三道显示了PXND孔隙度和CMR孔隙度（MPHI），它们之间具有相当好的一致性。因为PXND提供的

图4-17 CMR与岩心、常规测井得出的孔隙度、含油饱和度的比较

是总孔隙度，而MPHI是有效孔隙度，又由于图4-17例子中有几处泥质含量较高，所以造成有几段MPHI低于PXND的情况。第四道是未经平均处理的岩心渗透率。渗透率小于1mD（10-3μm2）为非渗透率层，用阴影显示，非渗透率层以下的岩层地层压力明显增加（第七道）。第五道为岩心测量的残余油饱和度与CMR测井仪测得的残余油饱和度的比较。因为CMR计算含油饱和度时选用了90ms的T2截止值，因此，必需对此求出的饱和度数据进行低于90ms弛豫时间的原油成分校正（图4-18）。根据实验室在42℃时对原油测得的T2结

图4-18 埕北303井碳酸盐岩双井径曲线指示了井眼椭圆化方位

果，对CMR测井计算的含油饱和度做了增加18%的校正，这样得到的饱和度数值就与地层情况相一致了。当地层压力与静水压力差越大，岩心分析含油饱和度与CMR测井饱和度越相近（4960～5050ft）；当压力差小于17.5kg/cm2时，CMR计算的饱和度比岩心分析含油饱和度高出10～30个饱和度单位（图4-17中的5050～5100ft）。在5100～5120ft段，CMR和岩心分析含油饱和度基本一致，此时饱和度很低（约为10%）；5120ft深度以下，储层压力高于静水压力，CMR提供了可动水饱和度。

核磁共振测井 ***

（一）测井仪器

1.组合式核磁共振测井仪（CMR）

CMR测井仪采用磁性很强永久磁铁产生静磁场，磁体放入井中，在井眼之外的地层中建立一个比地磁场强度大1000倍的均匀磁场区域，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，经处理得到T2弛豫时间分布。T2分布为主要的测井输出，由此T2回波串可导出孔隙度、束缚流体饱和度、自由流体饱和度和渗透率。

CMR为小型滑板型仪器，连接长度4.33 m，重148 kg，额定温度177℃，额定压力138 MPa，其结构及横截面见图5-54。

CMR必须用弓形弹簧、用偏心器或动力井径仪进行偏心测量。探测器极板更大宽度5.3 in，带有滑套弓型弹簧的更大总直径为6.6 in。

对于一般的井眼条件，推荐的最小井径为6.25 in。当井眼条件很好，CMR可在5.785 in以下的井眼中进行测井。

（1）CPMG脉冲序列参数的选择

核磁共振测量为周期性的，而不是连续的。测量周期由等待时间和自旋回波采集时间段组成。采集时间比等待时间短许多。在等待时间段，氢核重新回到仪器磁场方向。等待时间根据孔隙流体的T1而定。在采集时间段，仪器的发射线圈快速发出自旋回波。隔一定的时间段（回波间隔）收集回波。

等待时间、采集的回波数和回波间隔被称为脉冲序列参数。这些参数决定了NMR的测量，必须在测井前加以说明。参数的优化选择与岩性和流体类型有关，并与CMR仪是连续测量还是点测有关。

图5-54 实验型脉冲NMR仪器

1）测量周期。为校正电子路线的偏置，自旋回波序列成对采集，称为相位交替对。

采集一个相位交替对的总周期时间为

地球物理测井

式中：TW为等待时间，s；NE为回波数；TE为回波间隔，s。

周期时间长可提高CMR测井的精度。但是，对于环境变化大的井，长周期导致低测速和长的点测停留时间。

2）测速。在连续测井中，调节仪器测速确保在井下每个采样率段（通常为6 in，即15.24 cm）中完成一次新的测量周期。更大测井速度为

地球物理测井

图5-55为更大测速与等待时间和采集回波数的关系。大多数CMR测井速度在45.7～183 m/h之间。在束缚流体测井模型下测速可达244 m/h以上。

3）脉冲参数选择的约束条件。①回波间隔。为提高对快速衰减组分（即小孔隙及高黏度油）测量的敏感性，CMR测井通常采用最小回波间隔（0.28 ms）。随着硬件的改进，期望最小回波间隔随之减小。为增强扩散弛豫，也增长回波间隔。这适用于不含大量微孔隙的纯净地层。为保持对小孔隙的敏感性，回波间隔很少超过1ms。②回波数。采集的回波灵敏度为：200，300，600，1200，1800，3000，5000 和8000。回波间隔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。在连续测井时采集的最多回波数常为1800。计算机模拟和现场经验表明：再增加回波数对CMR孔隙测井造成的变化可忽略。③等待时间。理想情况下等待时间足够长，以使氢核完全极化。因为不完全极化的氢对自旋回波幅度的贡献不完全。实际上，等待时间受制于井场效率的要求，对不完全极化要进行校正。通常，等待时间比孔隙流体的平均T1长三倍。④最小等待时间。由于发射线圈频宽比的限制，最小等待时间约为采集时间的两倍。实际上，这不成为一种限制，因为等待时间和采集时间均由孔隙流体的弛豫时间控制（T1和T2），具有长T2的孔隙流体也有长T1，因此需要长的等待时间。

图5-55 更大测速与等待时间和采集回波数的关系

4）参数选择。脉冲序列参数选择基于预工作计划和现场测量进行。

预工作计划包括估算孔隙水和侵入带烃（原有烃或油基泥浆）的平均弛豫时间（平均T1）。对于一般的仪器操作，等待时间近似为这两种T1中较大值的四倍。

在估算孔隙流体弛豫时间时，通常假设岩石为水湿润性。在此情况下，烃以体积速率弛豫，油的体积弛豫根据储层条件下的黏度估算。气体的体积弛豫与储层温度和压力有关。T1和T2与流体黏度的关系曲线见图5-49。

脉冲序列检查常常通过在产层段的一次长等待时间测井后再用短等待时间重复测井实现。产生精确CMR孔隙度和小的极化校正（例如小于2 p.u.）的最小等待时间用于主要测井。

在一个地区或地层几次CMR测井之后，常可确定出更优序列。该序列便可用于后续CMR测井。

下面介绍已成功用于现场测试的几种预定义脉冲序列。

A.具有中至高黏度油（大于4 mPa·s）的储层。中高黏度油的T1值相对短，CMR脉冲序列主要根据孔隙水的T1选择。

孔隙水的T1由面弛豫而定，它随着孔隙尺寸和岩性不同而变化。碳酸盐岩的表面弛豫比砂岩弱，需要较长的等待时间。当岩石具有很大孔隙时（例如孔洞性碳酸盐岩），弛豫时间接近体积水的值（为已知的温度函数）。但是，CMR仪探测侵入带，其中原生水被钻井泥浆滤液驱替，由于滤液中存在溶解的顺磁离子，因此减小了体积泥浆滤液的T1。

实际上，孔隙水的T1值是很难确定的，因此脉冲序列根据适用于大部分井下环境的最小周期时间而定。根据经验，推荐用于连续测井的脉冲序列见表5-3。表中第二列为油的黏度阈值，超过阈值需要较长的等待时间。如果储层含有特别大孔隙（例如，高渗透率、未固结砂岩和孔洞碳酸盐岩），也需要较长等待时间。

表5-3 常规连续测井

B.具有低黏度油（小于4 mPa·s）储层。当储层含轻油或当用油基泥浆钻井时，CMR脉冲序列根据油的T1确定。需要长的等待时间和慢的测速。表5-4为MAXIS测井软件中预定义的脉冲参数。若已知储层条件的油黏度，该序列的等待时间须修正。这时，由图5-49估算平均T1，而等待时间设定为3T1。当井眼条件允许使用较高测速，推荐使用9 in采样率，测速提高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。在潜在含气层中，CMR测井的主要应用是识别传统测井曲线（例如中子-密度）未示出的气层。CMR孔隙度低估了气层的孔隙度。原因如下：气体氢指数明显小于1；在较宽的温度和压力范围内，气体具有长T1（大于3 s），因此在连续测井中不能完全极化；由于扩散影响，气体T2较短（约400 μs）。因此高的T1/T2比使极化校正失效。

气体信号幅度值为

地球物理测井

式中：HI为气体氢指数；Vg为侵入域的气体体积，p.u.；T1effect为等待时间中极化气体的部分影响，即1-exp（-Tw/T1g）（T1g为气体的T1；Tw为等待时间）。

许多环境中，气体信号太小而不能被检测到，这发生于浅地层（气体氢指数太小）和低至中孔隙地层（含少量残余气体积）中。这些地层中，最有效的 *** 是用相对短的等待时间测井，只要有足够时间使水极化即可（例如，砂岩或碳酸盐岩序列）。这使气信号幅度变为最小，CMR孔隙度的减小可能是由于气体影响造成的。

在深部高孔隙地层中，气信号可能大于3 p.u.或4 p.u.。在这些地层中，单独的CMR测井通过改变等待时间和回波间隔就可识别出气层。

用这种 *** 通过改变等待时间而改变T1分布。之一次测井用使水充分极化的一种等待时间（例如砂岩或碳酸盐岩序列）。第二次测井用一种较长的等待时间，以增高气信号的幅值。于是通过第二次测井得出的CMR孔隙度的增量可识别出气体。第二次测井的等待时间应选择能得到至少4p.u的额外气信号。额外气信号计算如下：

地球物理测井

式中：T1w为之一次测井的等待时间；T2w为第二次测井的等待时间；T1g为气体的T1。

在良好的环境下，通过处理不同回波间隔的两次测井采集的自旋回波序可以计算出孔隙流体的扩散系数（Flaum等，1996）。于是通过其与油和水相关的高扩散系数可识别气体。4 p.u.的最小气信号是希望值，所需的等待时间由等式（5-42）计算。通常需要4 s或5 s的最小等待时间，两次测井都用相同的等待时间，表5-5中的脉冲序列已成功用于几种高孔隙砂岩中计算扩散系数。

表5-5 不同回波间隔测井

D.束缚流体。束缚流体具有低T1，通常在砂岩和碳酸盐岩中分别小于50 ms和150 ms。因此，束缚流体测井曲线用短等待时间、高测速的测量得出。束缚流体测井的推荐参数见表5-6。

表5-6 束缚流体测井

5）点测参数选择。进行点测是为提高CMR孔隙度测井精度并获取详细的T2分布。测量原理与连续测井相同，但点测没有周期时间的限制。一般使用较长的等待时间，收集更多的回波数以便与连续测井进行比较。表5-7给出预定义的砂岩，碳酸盐岩和轻质油/油基泥浆的脉冲序列。

表5-7 点测脉冲序列

（2）信号处理

在CMR仪器研制的同时，必须设计一种经济完整的数据采集和信号处理 *** ，用于分析以CPMG脉冲序列期间采集到的成百上千的自旋回波幅值。信号处理主要是计算T2分布曲线。

在仪器研制的早期就意识到有关反演 *** 不适于CMR测井数据的实时处理。特别是实时计算连续T2分布需多台计算机完成大量采集数据的计算。由于成百上千的自旋幅值组成的一个自旋回波序列仅包含几个线性相关的参数，而NMR测量的核心参数近似于线性，所以自旋回波数据有冗余量，它可被压缩成几个数值而不丢失信息。用现场的计算设备可实时地利用采集的压缩数据计算T2分布。

数据压缩算法必须适应性强，且可与实时数据采集和处理环境兼容。井下数据压缩使用仪器电子盒内的数字信号处理芯片，这需要一个快速的压缩算法。井下数据压缩减少了对遥测能力的需求，及磁盘和磁带的存储量。未压缩数据也能传输到井下并存储在磁盘中，用于后期处理。一种新的反演和相关数据压缩算法——窗处理算法（WP）已开发出来。

通过确定在预选T2值处的信号幅度计算出T2分布。再由幅度拟合出一条曲线以显示出一连续函数。预选的T2值等间隔位于T2min和T2max之间的对数坐标上。预选T2值的数目为分布中的组份数。

T2的计算和测井曲线输出首先选择一组处理参数：多指数弛豫模型中的组份数目；计算的T2分布中的T2更大值T2max和最小值T2min；自由流体截止值；输入的T1/T2；泥浆滤液的弛豫时间。输入上述参数用于计算T2分布、自由流体和束缚流体孔隙度的相对数量、平均弛豫时间。

1）组份数。现场数据的模拟和处理指出，若使用至少10个组份模型，组份数对CMR测井输出的影响可以忽略。若要得到平滑T2分布则必须增加更多的组份。通常，连续测井用30个组份模型，点测使用50个组份模型。

2）T2min。根据测量对短弛豫时间固有的敏感性确定最小T2值，这与测量的回波间隔有关。当使用回波间隔为0.28 μs时，T2min为0.5 μs。

3）T2max。T2max值的选择在T2分布中的最长弛豫时间与测量可分辨的最长弛豫时间之间取折中，后者根据采集时间（即采集的回波数和回波间隔）确定。模拟显示在合理的取值范围内，CMR测井输出对T2max值不敏感。对采集600～1800个回波的连续测井，T2max取3000 μs。对于点测，一般采集3000～8000个回波，T2max定为5000 μs。

4）T1/T2比。极化校正时需输入T1/T2。当储层含黏滞油时，推荐T1/T2定为2。当存在轻质油，T1/T2增至3。

（3）刻度和校正

在车间中用含氯化镍稀释液的一种混合物完成精确刻度。溶液的信号幅度代表标准的100 p.u.。

在测量周期的等待时间中完成电子刻度。在此期间，一个小信号被送入位于天线上的一个测试线圈中。信号由天线采集并被处理，然后信号幅值被用于系统增益中由操作频率、温度和周期介质电导率产生的变化进行校正。

信号幅度必须作温度校正、磁场强度校正（磁场强度随温度和附在磁体上金属碎屑量而变化）、流体氢指数校正（当地层水或泥浆滤液矿化度较高时，该校正十分重要）。

图5-56 MRIL仪器框图

此外，CMR测井须对氢核不完全极化进行校正。

（4）测井质量控制

测井质量控制包括：仪器定位、采样率和测速、叠加与精度、仪器调谐、泥浆滤液弛豫时间等。

2.核磁共振（成像）测井（MRIL）

（1）仪器说明

MRIL仪器，由三部分构成：探头（长8 in，直径为4.5 in或6.0 in）；长13 ft、直径3.626 in的电子线路短节和长10 ft、直径为3.626 in的储能短节（图5-56）。

仪器的探头由永久磁铁、调谐射频（RF）天线和测量射频磁场幅度的传感器组成。磁场呈圆柱形轴对称，磁力线指向地层，磁场幅度与径向距离的平方成反比。调整RF磁场形状，使其符合磁场空间分布，且使RF磁场与静磁场相互垂直，这种结构形成一个圆柱形共振区域。其长度为43 in（或24 in，这取决于RF天线的张角）、额定厚度为0.04 in。有两种探头可供选择，直径为6 in的标准探头，用于直径7.785～12.25 in的井眼；直径为4.5 in的小井眼探头，用于直径6.0～8.5 in的井眼。仪器的工作频率为650～750 kHz，共振区域半径19.7～21.6 cm（对于标准探头）。

仪器为数字化仪器，原始回波按载波被数字化处理，所有的后续滤波和检测均在数字域实现。

（2）仪器特点

1）多频工作。MRIL的C型仪器具有灵活的变频特性，可从一个频率跳变到另一个频率。对于17×10-4 T/cm的额定磁场梯度，一个15 kHz的频率跳跃对应于共振区域半径0.23 cm的变化，该设计也支持在两种频率下同时测量，双频测量的几何图见图5-57。

2）测低阻井。低阻井相当于一种对射频天线的负载，负载常用天线因子Q表示。在直径8.5 in的井眼中，Rm＞10 Ω·m的淡水泥浆井眼中天线Q值为100；而在Rm=0.02 Ω·m的井眼中，Q值变为7，低Q值对MRIL信号质量有不良影响。

3）信噪比（SWR）高。测量频率为725 kHz时，在淡水泥浆井眼环境下，仪器的单回波信噪比（SWR）为70∶1。计算结果经多次回波提高了信噪比，其自由流体指数（FFI）的信噪比为240∶1。

4）调幅与调相功能。C型仪对每个回波提供完全幅度和相位调制。

5）测速快。测速取决于MRIL输出的单次实验信噪比、期望的测井精度纵向张角及地下T1能允许的测量周期时间Tc。在单一共振体内，要使恢复达到95%以上，恢复时间TR必须满足：

图5-57 MRIL双频测量示意图

地球物理测井

由于多频工作的结果，周期时间稍长于标准化所用频率数的T2。在双频工作情况下，TC=TR/2。在T1=500 ms、1000 ms和2000 ms的条件下，地层极化完全恢复对应于周期为750 ms、1500 ms、3000 ms。依测井环境不同，C型仪测速约为B型的4.4～14.4倍。

6）垂向分辨率高。通过减小射频天线的纵向张角可得到更高的分辨率，目前探头设计张角为43 in，C型仪可兼容更小的张角（24 in）。

（3）脉冲参数选择

MRIL采用CPMG脉冲序列完成对T2的测量。其CPMG脉冲参数选择方式基本上与CMR的脉冲参数选择方式相同。

图5-58 双频MRIL探头及探测区域剖面图

C型仪的回波间隔时间约为1 ms。每个深度测量点上，记录的回波串为：在淡水泥浆井眼中约为1200个回波；在咸水泥浆井眼中，约300～500个回波。

（4）MRIL的垂向分辨率和信噪比

NMR仪的垂向分辨率受控于永久磁场及射频磁场的形状，即决定于磁体物理尺寸及射频天线。理论上，MRIL仪的探测体积为一圆环（图5-58），圆环大小受射频天线的张角影响。

MRIL数据的垂向分辨率和信噪比不仅受控于NMR的物理特性和传感器的设计，而且与数据采集及处理过程有关。C型仪的操作模式为双频双相交替方式。脉冲序列依次为：频率2，原相位；频率1，原相位；频率1，反相位；频率2，反相位。相位交替改变了NMR回波的符号，而干扰信号的相位不变。通过改变所有反向回波的符号并将所有测量求和，相干干扰被消除。根据井眼环境，在完成回波数据转换之前，需要进行附加的求均值以提高信噪比。在井场或后续处理中应用滤波技术进行后续的处理。

使用时序分析法通过比较某一特定层段中两次或多次测井数据可以定量评估垂向分辨率和信噪比。在0.9 m·min-1、3.0 m·min-1和9.1 m·min-1测速下分别进行重复测井得到三对测井曲线，用时序分析计算出相关系数和信噪比与空间频率的关系，平均低频信噪比特征见表5-8。

表5-8

（5）仪器的刻度和环境影响

C型MRIL用100%的标准水进行刻度，水装于一个高1 m、长2 m、宽1 m的屏蔽容器内（在调幅频带内操作）。改变井眼负荷的 *** 是加入井眼流体或在射频天线上加电阻。在存在井眼负载时，将回波幅度与已知的标准水的简单指数衰减比较进行刻度。仪器还需进行二次刻度。此外，在井场，测井前和测井后还要用标准探头对电子线路进行校对，仪器所有参数都要记录并与标准值比较。

对于使用新的24 in张角的MRIL仪器，实施采集数据进行时序分析现场曲线时可以看出，24 in张角仪器的数据显示出明显的层界，并可分辨出薄层。其时序分析结果见表5-9。与表5-8中43 in张角的结果比较可见，24 in张角的垂向分辨率提高。低频信噪比二者无差别。根据简单的几何推理，我们预计24 in张角的信噪比应降2.5 dB；且信噪比的这种降低与测速无关。测试井的时序分析指出，信噪比降低至小于5 dB。

表5-9

NMR回波幅度随地层温度升高而降低，地层温度与刻度温度之比用于回波输出的校正。MRIL输出对烃密度敏感，故需进行温度、压力对液态烃密度影响的校正；天然气可减小MRIL孔隙度，但不可校正。

（二）信号处理和输出

MRIL测得的原始数据是所接收到的回波串，如图5-59。它是求各种参数和各种应用的基础。

目前C型仪用的信号处理 *** 是从原始回波串中提取T2分布谱（如图5-60）。

对于一个孔隙系统，可能会存在着多个弛豫组分T2i，每个回波都是多种弛豫组分的总体效应。通常，回波串的衰减速率表现出双指数或多指数特征；所以可以将回波幅度看成是多指数分量之和。

地球物理测井

式中：ai为第i个横向弛豫时间所对应的回波幅度；T2i为第i个横向弛豫时间；n为所划分的T2i个数，通常n取8。

图5-59 MRIL测得的回波串

由一组固定T2弛豫（4 ms，8 ms，16ms，32 ms，64 ms，128 ms，256 ms和512 ms）作出基本函数拟合回波串。这样一组NMR测量信号（回波）Aj（t）（设有m个，m＞n）可以得到一组超定方程组，该方程组的最小二乘解求得一组与固定划分的T2i对应的ai，经内插和平滑后得到T2分布谱。每个圈定的T2对应一部分孔隙，各T2分量ai求和经过刻度得到φNMR；FFI为T2大于或等于32 ms对应的孔隙之和，由T2大于截止值的各项ai之和，经过刻度（归一化）得到φFFI；BVI为4ms、8ms和16ms的T2值对应的部分孔隙之和，由T2小于截止值的各项ai之和，经过刻度（归一化）得到φbvi。

图5-60 自旋—回波串的多指数拟合及T2分布谱

通过合理地设置MRIL的测量参数TR、TE，测量两组或多组回波串，得到不同的T2分布谱。对它们进行谱差分或谱位移处理，可以定性地识别储层中流体的类型。

（三）核磁共振测井的测量模式（MRIL-C型仪器）

1.标准T2测井

提供一般的储层参数，如有效孔隙度、自由流体体积、束缚流体体积、渗透率等。

一般选取等待时间TW=3～4 s，标准回波时间间隔Te=1.2 ms，回波个数Ne≥200。

2.双TW测井

根据油、气、水的弛豫响应特征不同，采用不同等待时间TW进行测量，可定性识别流体性质：

短等待时间TWS：水信号可完全恢复，烃信号不能完全恢复；

长等待时间TWL：水信号可完全恢复，烃信号也能完全恢复。

将用两种等待时间（TWS和TWL）测量的T2分布相减，可基本消除水的信号，剩下部分烃的信号，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为采用CPMG脉冲法测量的弛豫时间；D为地层流体的扩散系数；G为磁场梯度；TE为回波间隔；γ为氢核的旋磁比。

从上式可看出，增加回波间隔TE将导致T2减小；且T2分布将向减小的方向移动（移谱）。由于油气水的扩散系数不同，在MRIL-C型测井仪的梯度磁场中对T2分布的影响程度不一样，采用长短TE测井，油气水的T2分布变化的程度也不同，据此可定性识别流体性质。

（四）核磁共振测井的测量模式（MRIL-P型仪器）

测量模式就是测井期间控制仪器的一系列参数。MRIL-P型测井仪测井时有4种基本测量方式，根据不同的参数组合成77测井模式。

1.DTP方式

为等待时间TW和粘土束缚水模式。它分5个频带2组测量方式（A，PR），4频带上为PR组信号（TE=0.6 ms，NE=10，TW=0.02 s），共采集8组回波串，用于计算粘土束缚水体积。在0～3频带上为A组信号（TE、TW自定），共采集16个TW信号。每个周期共有24组回波串。该方式主要用于计算总孔隙度、有效孔隙度；确定可动流体体积、毛管束缚流体体积和粘土束缚流体体积、渗透率等参数。

2.DTW方式

又称双TW模式。该模式采用5个频带3组测量模式（A，B，PR）。4频带上为PR组信号（TE=0.6 ms，NE=10，TW=0.02 s），共采集8组回波串，用于计算粘土束缚水体积。在0～3频带上分别采集16个A组和B组信号，A、B组回波间隔TE相同，等待的时间TW不同，A、B之间为长等待时间TWL，B、A之间为短等待时间TWS。每个周期共有40个回波串，根据长、短不同等待时间的T2谱识别油气。

3.DTE方式

又称双TE模式。该模式采用了5个频带3组测量模式（A，B，PR）。4频带上为PR组信号（TE=0.6 ms，NE=10，TW=0.02 s），共采集8组回波串，用于计算粘土束缚水体积。0～3频带各采集16个A、B组信号，A、B组共有相同的等待时间TW，不同的回波间隔TE。A组为短回波音隔TES，B组为长回波间隔TEL，共40个回波串。其主要目的是应用两个不同回波间隔的数据作扩散加权，进行气检测等。

4.DTWE方式

又称双TW+双TE模式。该模式采用5个频带5组测量模式（A，B，D，E，PR）。4频带上为PR组信号（TE=0.6 ms，NE=10，TW=0.02 s），共采集8组回波串，用于计算粘土束缚水体积。0～1频带上各采集8个A、B组信号，2～3频带上各采集8个D、E组信号，其中A、B为短TE双TW模式，D、E为长TE双TW模式。共40个回波串。包含了双TE和双TW测井，一次下井可获得所有信息，大大地提高了工作效率。

实际测井过程中，基本测量方式确定后，根据不同的测量参数从77种测量模式中选取合适的模式进行测井。表5-10列出了常见的10种测量模式参数。

表5-10 常用的10种测量模式参数

matlab编的有关EMD去噪的程序，处理的是核磁共振测井信号，急求

function imf = emd(x,n);%%更好把函数名改为emd1之类的，以免和Grilling的emd冲突

%%n为你想得到的IMF的个数

c = x('; % copy of the input signal (as a row vector)

N = length(x);-

% loop to decompose the input signal into n successive IMFs

imf = []; % Matrix which will contain the successive IMF, and the residuefor t=1:n

% loop on successive IMFs

%-------------------------------------------------------------------------

% inner loop to find each imf

h = c; % at the beginning of the sifting process, h is the signal

SD = 1; % Standard deviation which will be used to stop the sifting process

while SD 0.3 % while the standard deviation is higher than 0.3 (typical value) %%筛选停止准则

% find local max/min points

d = diff(h); % approximate derivative %%求各点导数

maxmin = []; % to store the optima (min and max without distinction so far)

for i=1:N-2

if d(i)==0 % we are on a zero %%导数为0的点，即”驻点“，但驻点不一定都是极值点，如y=x^3的x=0处

if sign(d(i-1))~=sign(d(i+1)) % it is a maximum %%如果驻点两侧的导数异号（如一边正，一边负），那么该点为极值点

maxmin = [maxmin, i]; %%找到极值点在信号中的坐标（不分极大值和极小值点）

end

elseif sign(d(i))~=sign(d(i+1)) % we are straddling a zero so%%如y=|x|在x=0处是极值点，但该点倒数不存在，所以不能用上面的判

断 ***

maxmin = [maxmin, i+1]; % define zero as at i+1 (not i) %%这里提供了另一类极值点的判断 ***

end

end

if size(maxmin,2) 2 % then it is the residue %%判断信号是不是已经符合残余分量定义

break

end

% divide maxmin into maxes and mins %% 分离极大值点和极小值点

if maxmin(1)maxmin(2) % first one is a max not a min

maxes = maxmin(1:2:length(maxmin));

mins = maxmin(2:2:length(maxmin));

else % is the other way around

maxes = maxmin(2:2:length(maxmin));

mins = maxmin(1:2:length(maxmin));

end % make endpoints both maxes and mins

maxes = [1 maxes N];

mins = [1 mins N];

%------------------------------------------------------------------------- % spline interpolate to get max and min envelopes; form imf

maxenv = spline(maxes,h(maxes),1:N); %%用样条函数插值拟合所有的极大值点

minenv = spline(mins, h(mins),1:N); %%用样条函数插值拟合所有的极小值点

m = (maxenv + minenv)/2; % mean of max and min enveloppes %%求上下包络的均值

prevh = h; % copy of the previous value of h before modifying it %%h为分解前的信号

h = h - m; % substract mean to h %% 减去包络均值

% calculate standard deviation

eps = 0.0000001; % to avoid zero values

SD = sum ( ((prevh - h).^2) ./ (prevh.^2 + eps) ); %% 计算停止准则

end

imf = [imf; h]; % store the extracted IMF in the matrix imf

% if size(maxmin,2)2, then h is the residue

% stop criterion of the algo. if we reach the end before n

if size(maxmin,2) 2

break

end

c = c - h; % substract the extracted IMF from the signal

end

return