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1、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
2、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(
3、 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
4、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10-3m2)； 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
5、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(oF)。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，
6、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；
7、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(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(gcm3)； RW：地层水电阻率，单位为欧姆米(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
8、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10-3m2)；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
9、.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，cd，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
10、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，FECHOPRLE-CHOPR)、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； -RAM
11、P: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； -SMOOTHASMOOTHBSMOOTHPR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
12、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, P02AP1AP10A: A组拟合
13、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； -PIPRP7PR: 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。7.251时一深转换是将时
14、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。726.1 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。7.2.6.6输入曲线应用回波拟合的输出曲线作为输入曲线。7.2.6.7输人参数主要包括：
