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。
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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；-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１0－３μm２)；——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(o F)。
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，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；——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（Ω·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(g/ｃm3)；——RＷ:地层水电阻率，单位为欧姆米（Ω·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10-3μm2);——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7.2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，c.d,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，FECHOPＲ.LE-C ＨOPＲ)、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；-RAＭP: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；-SMOＯTHA．SMOOTHB．SMＯOTＨＰR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, Ｐ０２Ａ.Ｐ1Ａ—P1０A: A组拟合的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；－PIＰＲ~Ｐ7ＰR: 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。
7.２．5.１时一深转换是将时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。
7．2.6.1 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。