核磁共振測井資料解釋方法研究(碩士論文重要)
１０４２５
Ｇ０６０１０４０
工程碩士學(xué)位論文
ＣｈｉｎａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍ
ＤｅｇｒｅｅＴｈｅｓｉｓｏｆＥｎｇｉｎｅｅｒｊｎｇＭａｓｔｅｒ
核磁共振測井資料解釋方法研究Ｔｈｅ
Ｃａｎｄｉｄａｔｅ：ＷａｎｇＦｅｎｇｍｅｉ
Ｓｕｐｅｒｖｉｓｏｒ：Ｐｒｏｆ．ＳｕｎＪｉａｎｍｅｎｇ
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學(xué)位論文作者簽名：至旦絲日期：叫。年６月７Ｅｔ
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指剝幣簽名：芬紅啦學(xué)位論文作者簽名：至壘魚日期：劫ｌ口年ｂ月－７Ｅｔ
日期．講年６月７日
摘要
核磁共振測井儀ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ采用ＣＰＭＧ脈沖系列測量自旋回波衰減，使用多種頻率工作，測量的原始信號是多組回波列的幅度信息、初始相位角信息及相關(guān)信息。早期我們根據(jù)井場提供的回波信號曲線直接反演Ｔ２分布以及開展后續(xù)的應(yīng)用。在應(yīng)用中我們發(fā)現(xiàn)回波信號的信噪比通常很高，深度間距小、采樣率高，認(rèn)為核磁共振測井的曲線分辨率是比較高的。隨后發(fā)現(xiàn)，在泥巖段常常也有可動(dòng)流體孔隙度出現(xiàn)，層界面顯示不清楚，說明回波信號曲線的分辨率并不是與采樣率相關(guān)的。經(jīng)研究發(fā)現(xiàn)：為了提高信噪比，井場所提供的回波信號曲線過分地采用了疊加技術(shù)。
目前，ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ是國內(nèi)引進(jìn)最多，測井最多，測井效果比較好的核磁共振測井儀。國內(nèi)還未見到成熟的ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ測井資料處理軟件，主要使用哈里伯頓ＤＰＰ軟件進(jìn)行資料處理與解釋。相關(guān)文獻(xiàn)僅僅介紹了資料的處理流程與資料處理情況¨１，但核磁測井原始數(shù)據(jù)的記錄方式、數(shù)據(jù)組織結(jié)構(gòu)不清楚，如何改善回波信號曲線的分辨率，如何準(zhǔn)確地從初始測量信息中提取回波信號曲線的相關(guān)關(guān)鍵技術(shù)未見介紹。
筆者通過對ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ測井?dāng)?shù)據(jù)解剖分析與與核磁測井?dāng)?shù)據(jù)處理方法的深入研究，弄清了該測井儀的測量方式，原始測量信息與數(shù)據(jù)記錄方式，提出了從時(shí)間域原始測量信號數(shù)據(jù)處理到深度域回波信號曲線的一系列關(guān)鍵技術(shù)與７個(gè)步驟，編制了處理軟件，進(jìn)行了資料處理與ＤＰＰ處理結(jié)果的對比。關(guān)鍵詞：核磁共振測井，回波信號，疊加技術(shù)，分辨率
ｕｅｎｃｅｓ，ｉｔ
ｗｏｒｋｓｗｉｔｈｖａｒｉｏｕｓｆｒｅｑｕｅｎｃｉｅｓ．ｔｈｅｏｒｉｇｉｎａｌｓｉｇｎａｌｓｏｆｍｅａｓｕｒｉｎｇａｒｅｔｈｅａｍｐｌｉｔｕｄｅｏｆｓｅｖｅｒａｌｅｃｈｏｓｅｑｕｅｎｃｅｓ、ｔｈｅｉｎｉｔｉａｌｐｈａｓｅａｎｇｌｅｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎａｎｄｒｅｌａｔｅｄｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎ．ＥａｒｌｙｗｅｉｎｖｅｒｔＴ２ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｄｉｒｅｃｔｌｙａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｆｏｌｌｏｗｉｎｇａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎａｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｅｃｈｏｓｉｇｎａｌｃｕｒｖｅｓｐｒｏｖｉｄｅｄｂｙｔｈｅｗｅｌｌｓｉｔｅ．Ｉｎｔｈｅａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｗｅｆｉｎｄｔｈｅｓｉｇｎａｌ—ｔｏ?ｎｏｉｓｅｒａｔｉｏｏｆｅｃｈｏｓｉｇｎａｌｉｓｏｆｔｅｎｖｅｒｙｈｉｇｈ，ｔｈｅｓｐａｃｅｏｆｄｅｐｔｈｉｓｓｍａｌｌ，ａｎｄｔｈｅｓａｍｐｌｉｎｇｒａｔｅｉｓｈｉｇｈａｎｄｗｅｔｈｉｎｋｔｈａｔｔｈｅＣＨＩＶｅｒｅｓｏｌｕｔｉｏｎｏｆＮＭＲｌｏｇｇｉｎｇｉｓｒｅｌａｔｉｖｅｌｙｈｉｇｈ．Ｓｕｂｓｅｑｕｅｎｔｌｙｗｅｆｉｎｄｔｈｅｒｅｏｆｔｅｎｏｃｃｕｒｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｐｏｒｏｓｉｔｙｉｎｔｈｅｍｕｄｓｔｏｎｅ，ｌａｙｅｒｉｎｔｅｒｆａｃｅｄｉｓｐｌａｙｉｓｎｏｔｃｌｅａｒ，ｗｈｉｃｈｐｒｅｓｅｎｔｓｔｈａｔｔｈｅｒｅｓｏｌｕｔｉｏｎｏｆｅｃｈｏｃｕｒｖｅｉｓｎｏｔａｓｓｏｃｉａｔｅｄｗｉｔｌｌｔｈｅｓａｍｐｌｉｎｇｒａｔｅ．Ｗｅｆｉｎｄｔｈｒｏｕｇｈｒｅｓｅａｒｃｈ：Ｉｎｏｒｄｅｒｔｏｉｍｐｒｏｖｅｓｉｇｎａｌｔｏｎｏｉｓｅｒａｔｉｏ，ｔｈｅｅｃｈｏｓｉｇｎａｌｃｕｒｖｅｐｒｏｖｉｄｅｄｂｙｗｅｌｌａｒｅａｓｉｓｏｖｅｒ－ｕｓｅｏｆｔｈｅｓｕｐｅｒｉｍｐｏｓｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅ．
Ｃｕｒｒｅｎｔｌｙ，Ｍ剛ＬＰｒｉｍｅｒｉｓａＮＭＲｌｏｇｇｉｎｇｔｏｏｌｗｈｉｃｈｉｓｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄｔｈｅｍｏｓｔｉｎＯｕｒｃｏｕｎｔｒｙ，ｌｏｇｓｔｈｅｍｏｓｔａｎｄｈａｓａｂｅｔｔｅｒｌｏｇｇｉｎｇｒｅｓｕｌｔｓ．ＣｈｉｎａｈａｓｎｏｔｓｅｅｎｍａｔｕｒｅＭ剛Ｌ＿Ｐｒｉｍｅｒｌｏｇｇｉｎｇｄａｔａｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｓｏｆｔｗａｒｅ；ｗｅｍａｉｎｌｙｕｓｅｔｈｅＨａｌｌｉｂｕｒｔｏｎＤＰＰｓｏｆｔｗａｒｅｆｏｒｄａｔａｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇａｎｄｉｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎ．Ｒｅｌａｔｅｄｄｏｃｕｍｅｎｔｓｏｎｌｙｄｅｓｃｒｉｂｅｔｈｅｃｏｕｒｓｅａｎｄｓｉｔｕａｔｉｏｎｏｆｄａｔａｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ，ｂｕｔｔｈｅｒｅｃｏｒｄｉｎｇｗａｙｏｆｔｈｅｏｒｉｇｉｎａｌｄａｔａｏｆｎｕｃｌｅａｒｍａｇｎｅｔｉｃｌｏｇｇｉｎｇａｎｄｔｈｅｄａｔａｓｔｒｕｃｔｕｒｅａｒｅｎｏｔｃｌｅａｒ．Ｔｈｅｒｅｉｓｎｏｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎａｂｏｕｔｒｅｌａｔｅｄｋｅｙｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓｒｅｆｅｒｒｉｎｇｈｏｗｔｏｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅｒｅｓｏｌｕｔｉｏｎｏｆｅｃｈｏｓｉｇｎａｌｃｕｒｖｅａｓｗｅｌｌａｓｈｏｗｔｏａｃｃｕｒａｔｅｌｙｅｘｔｒａｃｔｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎｆｒｏｍｔｈｅｉｎｉｔｉａｌｍｅａｓｕｒｉｎｇｅｃｈｏｓｉｇｎａｌｃｕｒｖｅｓ．ＴｒｏｕｇｈａｎａｔｏｍｉｚｉｎｇｔｈｅｌｏｇｇｉｎｇｄａｔａａｎｄｄｅｅｐｓｔｕｄｙｉｎｇｔｈｅｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｍｅｔｈｏｄｏｆＮＭＲｄａｔａ，ｔｈｅａｕｔｈｏｒｉｄｅｎｔｉｆｉｅｓｔｈｅｍｅａｓｕｒｉｎｇｍｅｔｈｏｄｓ，ｔｈｅｏｒｉｇｉｎａｌｓｕｒｖｅｙｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎａｎｄｄａｔａｒｅｃｏｒｄｉｎｇｗａｙｓｏｆｔｈｅｌｏｇｇｉｎｇｔｏｏｌ，ｐｒｅｓｅｎｔｓａｓｅｒｉｅｓｏｆｋｅｙｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓａｎｄｓｅｖｅｎｓｔｅｐｓｆｒｏｍｏｒｉｇｉｎａｌｍｅａｓｕｒｉｎｇｓｉｇｎａｌｄａｔａｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｉｎｔｉｍｅｄｏｍａｉｎｔｏｅｃｈｏｅｓｓｉｇｎａｌｃｕｒｖｅｉｎｄｅｐｔｈｄｏｍａｉｎ，ｄｅｖｅｌｏｐｓｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｓｏｆｔｗａｒｅａｎｄｍａｋｅｓｃｏｍｐａｒｉｓｏｎｂｅｔｗｅｅｎｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｏｆｄａｔａｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇａｎｄＤＰＰｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＮＭＲｌｏｇｇｉｎｇ，Ｅｃｈｏｓｉｇｎａｌ，Ｓｕｐｅｒｉｍｐｏｓｉｎｇ，Ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ，Ｒｅｓｏｌｕｔｉｏｎ
…………………３
…………………３
…………………４
２．１ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ測井信息……………………………………………………………………～５２．１．１觀測模式……………………………………………………………………………５
第四章儲層參數(shù)解釋與油氣識別方法
４．１確定孔隙度…………………………………………………………………………．１４４．２估算滲透率…………………………………………………………………………．１４４．２．１ＳＤＲ模型………………………………………………………………………………………………１５．４．２．２Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型…………………………端，……………………………………．１５
４．３定性識別天然氣……………………………………………………………………．．１６４．３．１核磁共振測井識別天然氣的原理…………………………………………………………………１６４．３．２位移譜……………………………………………………………………………………………．１６４．３．３Ｔ２對數(shù)平均曲線…………………………………………………………………………………一１６４．３．４回波比曲線…………………………………………………………………………………………一１７４．４定性識別油水層……………………………………………………………………．１７４．４．１油對巖樣億分布影響………………………………………………………………ｌ７～４．４．２時(shí)域分析識別油水層…………………………。：……ｊ……………………………．１８
４．４．３差分譜識別油氣水………………………………………………………………………．１８４．４．４增強(qiáng)擴(kuò)散識別油水屢…………………………………………………………………．．１９
第五章定量評價(jià)含烴飽和度……………………．．２０
５．１由烴與水的Ｔ１存在差異確定含烴飽和度………………………………………．２０５．２由烴與水的Ｔ２存在差異確定含烴飽和度………………………………………．２０５．３由雙ＴＥ測井來確定含烴飽和度……………………………………………………２１５．４實(shí)際資料處理與對比………………………………………………………………２２５．４．１ＤＰＰ與ＭＲＰＰＳ處理技術(shù)與過程對比…………………………………………………………．２２５．４．２兩種軟件處理實(shí)際井對比………………………………………………………………．２２５．４．３實(shí)例１并…………………………………………………………………………………………２３５．４．４實(shí)例２井………………………………………………………………………………………………。３０５．４．５實(shí)例３井………………………………………………………………………………………………．．３３５．４．６實(shí)例４井………………………………………………………………………………………………一３８５．４．７實(shí)例５井……………………………………………………………………………………………一４３５．５小結(jié)……………………………………………………………………………………………………………．４８結(jié)論５０參考文獻(xiàn)………………．５２
攻讀碩士學(xué)位期間取得的學(xué)術(shù)成果………………………………………………．５４ｉ沒謝…………………………………………………………………………………………………………………………………５５
Ｉ———蓄工程碩士學(xué)位論文
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日ＩＪ吾
１．１選題的科學(xué)依據(jù)及意義
核磁共振測井儀ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ，簡稱Ｐ型儀器，采用的是ＣＰＭＧ脈沖系列進(jìn)行自旋回波衰減測量，它使用多種頻率工作，原始信號由多組回波列的初始相位角信息、幅度信息及相關(guān)信息組成。首先將這些信息轉(zhuǎn)換成正交的兩個(gè)信道的自旋回波，接著將這兩個(gè)信道的自旋回波疊加濾波處理，估算信號相位并計(jì)算出包含自旋回波幅度并含有噪音的回波信號曲線和只含有噪音的噪音曲線�；夭ㄐ盘柷�可用來反演Ｔ２分布，噪音曲線可用來估算噪音的均方差和標(biāo)準(zhǔn)方差。采用地區(qū)經(jīng)驗(yàn)的Ｔ２截止值或結(jié)合巖樣室內(nèi)ＮＭＲ測量Ｔ２截止值來確定毛管束縛水飽和度、束縛水體積、可動(dòng)流體體積等儲層參數(shù)，并建立地區(qū)滲透率的經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ�。�?dāng)然也可以根據(jù)回波信號曲線或Ｔ２分布定性或定量評價(jià)含烴飽和度【ｌｌ。
早期時(shí)候根據(jù)井場提供的回波信號，我們直接采用多指數(shù)擬合反演Ｔ２分布，并開展了后續(xù)應(yīng)用。通過應(yīng)用，我們了解到回波信號的信噪比通常比較高，采樣率也高，深度間距很小，所以我們認(rèn)為核磁共振測并的曲線分辨率是比較高的。后來我們又了解到泥巖段往往也有可動(dòng)流體空隙度出現(xiàn)，但是它的層界面常常顯示不很清楚，這充分說明了回波信號曲線的分辨率并不與采樣率是相關(guān)的。通過一系列研究我們發(fā)現(xiàn)：井場為了提高信噪比，所提供的回波信號曲線過分地使用了疊加技術(shù)。
目前，我國引進(jìn)最多、測井最多、測井效果比較好的核磁共振測井儀是ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ。但是國內(nèi)還沒有比較成熟的ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ測井資料處理軟件，大家現(xiàn)在應(yīng)用最多的主要是哈里伯頓ＤＰＰ軟件，來進(jìn)行資料處理與解釋。對于這款軟件，還沒有資料對其進(jìn)行比較詳細(xì)的介紹，相關(guān)文獻(xiàn)僅僅對資料的處理流程及處理情況進(jìn)行了簡單的介紹【２１，但核磁測井的原始數(shù)據(jù)的記錄格式、數(shù)據(jù)結(jié)構(gòu)的組織并不清楚，關(guān)于怎樣提高回波信號曲線的分辨率，怎樣從初始的信息中準(zhǔn)確地提取出回波信號曲線的一些關(guān)鍵技術(shù)并沒有進(jìn)行介紹ｌｌＪ。
本文的研究目的是為尋求一種更合適的核磁測井資料解釋處理方法，以便利用核磁共振測井資料判斷流體性質(zhì)，進(jìn)行流體識別，既與國外軟件具有一致性，同時(shí)在理論和實(shí)用上又具有一定的先進(jìn)性，提高判別符合率。
第一章前言
１．２國內(nèi)外研究現(xiàn)狀
核磁共振測井是２０世紀(jì)９０年代世界測井工業(yè)的重大技術(shù)進(jìn)步之一。隨著使用永久磁體和脈沖射頻場方法的ＮＭＲ測井儀器的發(fā)展，ＮＭＲ測井技術(shù)在世界范圍內(nèi)得到飛速發(fā)展，其技術(shù)也越來越成熟，測井資料應(yīng)用范圍越來越廣，由此為地層評價(jià)和巖芯分析打開了一個(gè)新的視野。自推出以后，在短短的幾年時(shí)間內(nèi)就得到比較廣泛地應(yīng)用，成為復(fù)雜油氣藏評價(jià)的重要方法之一。其獨(dú)特的優(yōu)勢使之備受關(guān)注，新的需求不斷涌現(xiàn)，促使研究和開發(fā)者不斷對其進(jìn)行改善和提高。
國外Ｒ．Ｌ．Ｋｌｅｉｎｂｅｒｇ（１９９７）等對油藏流體的核磁共振弛豫特征包括含氫指數(shù)（ＨＩ）、弛豫時(shí)間Ｔ１，Ｔ２以及擴(kuò)散系數(shù)Ｄ等進(jìn)行了研究，并對油藏巖石的Ｔ１弛豫時(shí)間和Ｔ２弛豫時(shí)間之間的相互關(guān)系以及各自的應(yīng)用進(jìn)行了分析討論【３】。Ｊａｍｉｎ．Ｄ等（１９９８）對核磁共振測井油、水分辨問題進(jìn)行了研究，認(rèn)為向地層內(nèi)注入弛像試劑可以有效縮短水相的弛豫時(shí)間，從而可實(shí)現(xiàn)地層油、水信號分辨［４１。ＹａｋｏｖＶ（１９９９）等給出了從核磁共振測井?dāng)?shù)據(jù)中計(jì)算可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)的新方法ｆ５Ｊ。Ｒａｍｕｋｒｉｓｈｎａｎ（１９９９）等對從核磁共振測井?dāng)?shù)據(jù)中獲取地層孔徑分布和毛管壓力曲線問題進(jìn)行了研究［６１。Ｍ．Ａｌｔｕｎｂａｙ等（２００１）將核磁共振測井獲得的地層孔隙度與常規(guī)測井孔隙度及巖心分析孔隙度進(jìn)行了比較，認(rèn)為核磁共振測井不但可以獲得地層有效孔隙度而且還可以獲得地層總孔隙度［７１。ＪｕａｎＣａｒｌｏｓＧｌｏｒｉｏｓｏ等（２００１）給出了核磁共振測井最佳參數(shù)選擇方法，另外還對擴(kuò)散弛豫作用進(jìn)行了研究，認(rèn)為在核磁共振測井中有效利用擴(kuò)散作用可測定地層油相飽和度【８】�？傊瑖庠诤舜殴舱駵y井方面的文獻(xiàn)很多，國外學(xué)者的研究成果對我國油氣田現(xiàn)場核磁共振測井和本項(xiàng)研究工作有重要的參考作用。
我國測井界從七十年代末開始關(guān)注核磁共振測井的發(fā)展。１９９６年，我國成功地進(jìn)行了首例現(xiàn)場核磁共振測井，同時(shí)室內(nèi)基礎(chǔ)實(shí)驗(yàn)研究工作也相繼開展。肖立志教授著有《核磁共振成像測井與巖石核磁共振及其應(yīng)用》一書，比較系統(tǒng)、全面地介紹了核磁共振測井原理、儀器及國內(nèi)外現(xiàn)場應(yīng)用效果等【９】。肖立志對我國核磁共振應(yīng)用中的若干重要問題進(jìn)行了探討【１０１。張超謨等在基于核磁共振Ｔ２譜分布的儲層巖石孔隙分形結(jié)構(gòu)方面做了研究…ｌ。謝然紅，肖立志等研究了識別儲層流體的（Ｔ２，Ｔ１）二維核磁共振方法【１２】。馬建海，孫建孟等在基于迭代Ｔｉｋｈｏｎｏｖ正則化的核磁測井解譜方法方面做了大量研究【１３１。其后，還有很多教授、學(xué)者和科研小組針對國內(nèi)油氣田的實(shí)際情況，開展了大量的應(yīng)用基礎(chǔ)研究工作。在現(xiàn)場應(yīng)用中對許多常規(guī)測井無法解決的問題提供了新的思
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路與方法，取得了一定的效益。
１．３研究內(nèi)容及方法
１．３．１研究內(nèi)容
１）Ｐ型與Ｃ型核磁測井?dāng)?shù)據(jù)轉(zhuǎn)換研究。
２）核磁測井原始信號數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換、相位校正、疊加濾波方法研究。
３）時(shí)深轉(zhuǎn)換研究。
４）Ｔ２譜反演方法研究。
５）核磁測井參數(shù)解釋研究。
６）流體性質(zhì)判別方法研究。
１．３．２研究方法
１）認(rèn)真解剖哈里伯頓核磁處理軟件與方法。
２）核磁測井方式分析，搞清Ｐ型【１４１及Ｃ型核磁【１５】數(shù)據(jù)保存格式。Ｐ型核磁有九種頻率工作，組合起來多達(dá)上百種測井方式。每種測井方式所存取的數(shù)據(jù)方式不一樣，因而需要實(shí)際分析核磁測井采用哪一種方式工作，再根據(jù)相應(yīng)的工作方式從原始測井記錄數(shù)據(jù)中分離出相應(yīng)的核磁測量數(shù)據(jù)，作為下步處理之用。
３）核磁測量信號預(yù)處理方法研究。核磁共振測井記錄的是兩個(gè)信號道的自旋回波串，測量得到的這兩道曲線要經(jīng)過濾波處理，然后估算信號相位并計(jì)算得到一條有自旋回波幅度和噪音的自旋回波曲線和一條只含有噪聲的噪聲信號曲線。我們得到的信號道曲線用來進(jìn)行多指數(shù)擬合反演Ｔ２譜㈣，而噪聲道曲線則用來分析測井的質(zhì)量。在得到信號道曲線之前，還要依次進(jìn)行核磁測井?dāng)?shù)據(jù)相位校正、平滑疊加和濾波處理等操作。
４）時(shí)深轉(zhuǎn)換研究。Ｐ型核磁測井是以時(shí)間為索引而不是以實(shí)際測井深度記錄井下的測量信號的，因而需要將時(shí)間索引信息轉(zhuǎn)換為實(shí)際的測井深度。
５）Ｔ２譜反演方法研究。經(jīng)過前面處理后的核磁信號是一條孔隙度衰減線，這條衰減線不能直觀地反映地層的孔隙結(jié)構(gòu)情況，因而需要采用譜分析方法，將這條衰減線反演成各種Ｔ２馳豫時(shí)間以及所對應(yīng)的孔隙度大小，即反演出Ｔ２分布。由于所建立的初始反演方程是病態(tài)的，而且又帶有約束，反演Ｔ２譜的好壞又會關(guān)系到以后的核磁孔隙度、可動(dòng)孔隙度、滲透率等參數(shù)的準(zhǔn)確性，因而需開展Ｔ２譜反演方法研究。
６）在Ｔ２譜反演基礎(chǔ)確定核磁孔隙度儲層參數(shù)研究。建立核磁孔隙度、滲透率解釋
第一章前言
模型，根據(jù)Ｔ２分布確定核磁總隙度、核磁有效孔隙度、粘土束縛流體孔隙度，毛管束縛流體孔隙度，束縛流體飽和度，滲透率等儲層參數(shù)。
７）利用核磁測井資料進(jìn)行油氣水識別研究，如ＴＤＡ、差分譜【１７１，位移譜等方法研究。
１．４論文的主要成果
本論文主要取得了以下幾方面的成果：
１）核磁共振測井軟件系統(tǒng)微機(jī)化與處理流程簡單化。ＭＲＰＰＳ軟件系統(tǒng)具有自動(dòng)測井模式判別、數(shù)據(jù)文件不用拆分，時(shí)深轉(zhuǎn)換更為合理，靈活的分段處理參數(shù)設(shè)置，ＭＲＰＰＳ軟件系統(tǒng)更易掌握與資料處理。
２）高速度低信噪比的Ｔ２反演算法與拼接方法。反演具有多種布點(diǎn)方式選擇、高分辨處理選擇、低信噪比的Ｔ２譜反演，以及改進(jìn)的多種Ｔ２分布拼接方法，使處理的Ｔ２分布更為合理。同時(shí)可以進(jìn)行多組回波反演，處理速度更快。
３）多種手段的油氣水識別方法。提出并重點(diǎn)發(fā)展了根據(jù)烴與水的Ｔｌ差異確定含烴飽和度、根據(jù)烴與水的Ｔ２差異確定含烴飽和度、根據(jù)雙ＴＥ測井確定含烴飽和度，以及截止法定量評價(jià)含油氣飽和度技術(shù)。改進(jìn)了ＴＤＡ與ＤＩＦＡＮ的不足之處，在油氣評價(jià)方面，處理效果較好。
中國石油大學(xué)（華東）工程碩士學(xué)位論文
第二章核磁共振測并資料預(yù)處理
２．１ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ測井信息
２．１．１觀測模式
ＭＲＩＬ．Ｐｒｉｍｅ核磁共振測井儀器使用了九個(gè)工作頻率，從低頻（離探頭較遠(yuǎn)）到高頻（離探頭較近）分成五個(gè)頻帶，其中心頻率依次為５９０、６２０、６５０、６８０、７６０ｋｈｚ。前四個(gè)頻帶分別包含兩種頻率，第五個(gè)頻帶則只包含一種頻率，可以同時(shí)發(fā)射和接收ＰＲ、Ａ、Ｂ、Ｄ、Ｅ五組回波信號，能夠極大的提高測速和信噪比。中心頻率為７６０ｋｈｚ的只是用作粘土束縛水的測量，用來確定孔隙度。
根據(jù)核磁共振測井儀ＭＲＩＬ．Ｐｒｉｍｅ的９個(gè)頻率的實(shí)際使用情況，另外采用不同的ＴＷ和不同的ＴＥ，ＭＲＩＬ．Ｐｒｉｍｅ核磁共振測井儀有１００多種觀測模式，可以將它們歸納成四大類觀測模式以及五組回波信號測量（如表２—１）。
表２－１ＭＲＩＬ—Ｐｒｉｍｅｒ測量的回波信號與觀測模式㈣
觀測模式主要測量信息用途說明
單ＴＷ／單Ａ組主要用于儲層參數(shù)評價(jià)
ＴＥＰＲ組
雙Ｔｗ／單Ａ組：長ＴＷＡ、Ｂ組回波間隔相同，極化時(shí)間不同。
ＴＥＢ組：短ＴＷ可以應(yīng)用油氣識別。
ＰＲ組
單Ｔ、Ｗ雙Ａ組：短ＴＥＡ、Ｂ組極化時(shí)間相同，回波間隔不同，
ＴＥＢ組：長ＴＥ可以應(yīng)用油氣識別。
ＰＲ組
雙ＴＷ／雙Ａ組：短ＴＥ，長ＴＷＡ、Ｂ組可組成雙極化時(shí)間測井
ＴＥＢ組：短ＴＥ，短ＴＷＡ、Ｄ組可組成雙同波間隔不同。
Ｄ組：長ＴＥ，長ＴＷ可以應(yīng)用油氣識別。
Ｅ組：長ＴＥ，短ＴＷ
ＰＲ組
２．２預(yù)處理步驟
核磁共振測井儀ＭＲＩＬ．Ｐｒｉｍｅ要通過七個(gè)關(guān)鍵步驟【ｌｓ】，才能由原始測量信號經(jīng)過處理得到回波信號，這七個(gè)關(guān)鍵步驟如下：
１）兩道正交回波信號的確定；
２）相位角的計(jì)算；
３）旋轉(zhuǎn)前的疊加；
第二章核磁共振測井資料預(yù)處理
４）旋轉(zhuǎn)處理；
５）旋轉(zhuǎn)后的疊加；
６）時(shí)間域的差分；
７）各組回波的拆分、時(shí)深的轉(zhuǎn)換和等間距深度的采樣。
２．２．１正交回波信號的確定
通過核磁共振測井測量得到的原始回波串幅度Ｒａｍｐ與和其對應(yīng)的初始相位角Ｒｐｈａ曲線，經(jīng)過處理能得到兩道正交的回波信號Ｅｘ和Ｅｙ：
２．２．２相位角的計(jì)算
通過上面的公式得到Ｅｘ與Ｅｙ兩道正交信號，在采用如下的公式可以計(jì)算出回波串的幅度Ｅａｍｐ：
但是考慮到核磁信號一般采用天線測量，不可避免的受到噪音的影響，它的值可能出現(xiàn)正值，也可能出現(xiàn)負(fù)值，必須首先計(jì)算出正交相位角，再根據(jù)計(jì)算出的相位角進(jìn)行旋轉(zhuǎn)處理方能得到正確的回波串信號值。
當(dāng)然由于考慮到相位角計(jì)算中的穩(wěn)定性和準(zhǔn)確性，以進(jìn)一步提高，我們可以首先在深度上通過信號的疊加，然后再計(jì)算出相位角。如下：
ｎ卅
緲＝ｔａｎ一導(dǎo)等一∑ｉ＝２∑ｋ＝ｌ剛）
其中，ｋ是深度序號，ｍ是疊加的深度樣點(diǎn)數(shù)。
２．２．３旋轉(zhuǎn)前的疊加∑∑現(xiàn)（ｆ）‘’２＿ｌＪ（２．１）
ＭＲＩＬ核磁共振測井儀采用的是強(qiáng)磁場，當(dāng)天線中通過振蕩電流，會對地層施加一個(gè)交變磁場，而同時(shí)天線又是核磁共振測井的測量線圈，天線測量的是回波串信號，當(dāng)采集到信號時(shí)，天線必然存在電磁感應(yīng)現(xiàn)象，使測量的回波串信號的前１＂－－＇２個(gè)信號可能存在交變磁場的殘余信號，稱為環(huán)效應(yīng)。環(huán)的幅度通常很高，超過了第１個(gè)回波信號。致力于消除環(huán)效應(yīng)，核磁共振測井的信號測量就采用了旋轉(zhuǎn)前疊加相對技術(shù)。
對于Ｐ型核磁共振測井來說，應(yīng)該首先進(jìn)行同組同頻帶的信號疊加，然后通過９０。脈沖測量信號初始相位的處理，此后再進(jìn)行疊加處理。另外，為了進(jìn)一步提高信噪比，也可以擴(kuò)大回波信號串的疊加點(diǎn)數(shù)，只是這樣會降低縱向分辨率。
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２．２．４旋轉(zhuǎn)處理
為了得到回波信號道曲線與噪音道曲線，可以通過正交相位角的旋轉(zhuǎn)處理�？梢缘玫絻蓷l曲線，其中，Ｅｃｈｏ是既包含噪聲又包含信號道的曲線，而Ｎｏｉｓｅ卻只包含有噪聲。Ｅｃｈｏ可以用來進(jìn)行多指數(shù)擬合反演出砣譜的分布，從而進(jìn)行基于Ｔ２譜的相關(guān)應(yīng)用。Ｎｏｉｓｅ則被用來估計(jì)噪聲的標(biāo)準(zhǔn)方差和均方差，以反映出核磁共振測井測量的質(zhì)量問題。
２．２．５旋轉(zhuǎn)后的疊加
同組同頻帶的信號經(jīng)過疊加以后，可經(jīng)過上面介紹過的旋轉(zhuǎn)處理得到各組各頻帶的信號道Ｅｃｈｏ曲線與噪聲道Ｎｏｉｓｅ曲線。由于采用不同的觀測模式的原因，使得各個(gè)頻帶上可能會出現(xiàn)相同的組的回波信號。由于核磁共振測井儀所采用的頻率直接決定了它的探測區(qū)域，頻帶不同探測區(qū)域也是不同的，它的探測直接約為１６英寸。基于此，為了克服不同探測區(qū)域測量存在的不一致誤差，以及進(jìn)一步提高測量的信噪比，還要進(jìn)行同組不同頻帶的信號道與噪聲道的組合疊加處理，也就是旋轉(zhuǎn)后的疊加處理。２．２．６時(shí)間域的差分
對于核磁共振測井中使用到的雙Ｔｗ測井模式㈣測井，需要進(jìn)行的主要是時(shí)間域的差分，即在深度轉(zhuǎn)換前，對自旋回波串進(jìn)行差分。這樣做的目的是避免在深度域處理時(shí)，由于兩道信號的深度不匹配，從而帶來一定的誤差。
具體處理解釋流程是對于雙ＴＷ測井采集模式采集的兩個(gè)自旋回波串，經(jīng)過估算儲層條件下的烴特征值，然后將回波串作差，接著搜索儲層條件下氣和油的Ｔ２和油的Ｔ１值，再計(jì)算視油的孔隙度和視氣的孔隙度，最后計(jì)算出校正后的油，氣，水的孔隙度以及含水飽和度【２０ｌ。
２．２．７各組回波的拆分、時(shí)深轉(zhuǎn)換與等間距深度的采樣
前面所進(jìn)行的信號道曲線的處理都被放在ＥＣＨＯＳ中。一般將ＥＣＨＯＳ曲線拆為ＥＣＨＯＡ、ＥＣＨＯＢ、ＥＣＨＯＰ、ＥＣＨＯＤ、ＥＣＨＯＥ、ＥＣＨＯＤＩＦ等幾組回波曲線，可以很大程度上簡化后面的處理，也可以根據(jù)ＧＲＰ曲線進(jìn)行定位。而對于各組回波信號曲線不采用插值的方法，而應(yīng)該去使用鄰近原則，以防止插值法引起回波信號的改變。
各組曲線的記錄點(diǎn)的深度記錄在ＴＤＥＰ曲線中，因?yàn)橐B加，需要重新計(jì)算出疊加點(diǎn)的中心深度，當(dāng)做各組回波信號的深度，需要結(jié)合疊加的次數(shù)與位置來計(jì)算。７
第三章Ｔ２分布反演與拼接
第三章Ｔ２分布反演與拼接
經(jīng)過預(yù)處理得到的回波信號，顯然不能直接反映地質(zhì)參數(shù)，需要進(jìn)行反演處理得到Ｔ２分布，結(jié)合巖樣室內(nèi)ＮＭＲ測量Ｔ２截止值或采用地區(qū)經(jīng)驗(yàn)Ｔ２截止值或相關(guān)解釋模型可以計(jì)算束縛水體積、可動(dòng)流體體積、毛管束縛水飽和度等儲層參數(shù)，估計(jì)滲透率與粘度，以及開展定性或定量評價(jià)含烴飽和度的應(yīng)用【２１１。
回波信號反演Ｔ２分布是一個(gè)多指數(shù)擬合過程，目前國內(nèi)主要有三種算法：
ＳＶＤ法，ＤＰＰ稱ＭＡＰ—ＩＩ法。
模平滑法，又稱變換法。
ＳＩＲＴ法
通過對三種算法優(yōu)缺點(diǎn)比較，可以得到以下認(rèn)識【２】：
（１）Ｔ２譜反演的的最佳Ｔ２布點(diǎn)數(shù)為３０一５０，布點(diǎn)區(qū)間可以跨越３個(gè)數(shù)量級。
（２）ＳＶＤ適合于信噪比比較高（ＳＮＲ＞８０）的數(shù)據(jù)反演，當(dāng)數(shù)據(jù)信噪比較低時(shí)，反演結(jié)果的分辨率較低。
（３）模平滑法穩(wěn)定，容易實(shí)現(xiàn)非負(fù)限制，反演結(jié)果的連續(xù)性好，可適應(yīng)較低的信噪比（ＳＮＲ＞２０）的數(shù)據(jù)反演，其缺點(diǎn)是當(dāng)原始數(shù)據(jù)較大時(shí)，反演速度較慢。
（４）在進(jìn)行巖石核磁共振信號的多指數(shù)反演處理量時(shí)，應(yīng)保證原始信號信噪比大于２０，應(yīng)優(yōu)選選用模平滑法，只有當(dāng)原始信號信噪比大于８０時(shí)，可選用模平滑法。
（５）ＳＩＲＴ法是一種整體迭代多指數(shù)修正反演算法，算法簡單，迭代收斂快，當(dāng)全部馳豫信號參與運(yùn)算或布點(diǎn)較多時(shí)，計(jì)算速度明顯快于ＳＶＤ算法，可適應(yīng)于較低信噪比的數(shù)據(jù)的反演。
基于上述認(rèn)識，很顯然，對于差分譜信號、低孔低滲儲層、碳酸巖等復(fù)雜巖性時(shí)，因?yàn)闅浜撕啃�，信號小，相�?yīng)的信噪比就會較低，ＳＶＤ反演的Ｔ２分布就會過分平滑，分辨率較低，反演的信號大小也會相應(yīng)降低，其誤差也相應(yīng)較大。很顯然只要提高了模平滑法的反演速度，同樣模平滑法就是比較好的算法。
３．１反演過程
在回波信號反演Ｔ２分布時(shí)，核磁共振馳豫可以寫成如下形式：８
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Ｍ叫
／＿／于、．、＝冊∑趟只砭ｇ
（３—１）
疋，是先期假定的`一系列的值，目前有二種方法先期假定疋，。一是采用２的指數(shù)冪形式：
早期采用７＂２ｒ＝２’ｍｓ，江１，２’３…１０，取值成份數(shù)太少，反演的Ｔ２分布不光滑。最新提出了改進(jìn)，采用疋，＝２ａ＋ｉｂｍｓ，ｆ＿１，２，…聊取值，口可以取一２，．１．５或．１的初值，ｂ只能取１或１／２兩個(gè)值。Ｍ的值可以擴(kuò)大２５甚至更大，這樣擴(kuò)大了Ｔ２取值范圍。
另外一種取值方法是：從某一馳豫時(shí)間最小值到最大值疋曲一疋懈之間作對數(shù)均分。Ｔ２范圍一般為０．５ｍｓ－－５０００ｍｓ，�。常盎颍担皞�(gè)成份。
由于先期假定了一系列的疋。值，只需在反演中確定￡，因而核磁馳豫的數(shù)據(jù)處理就演變?yōu)橐环N線性的反演方法。
確定了各特征馳豫疋，和特征馳豫組分Ｍ后，結(jié)合回波串么（ｔｊ），ｊ＝ｌ，…，ｎ（ｎ為回波數(shù)）可以構(gòu)成一超定方程組，寫成矩陣形式：
義Ｐ＝Ａ（３—２）
式中：Ｐ＝心，…，匕）ｒ；
Ｘ１ｌＸ１３●●●
研
Ｘ２ｌＸ２３●●●
冊
Ｘ＝：
●●●●
；●●●
Ｘ。ｌＸ月３●●●“ｔ；；Ｌ
研
ｒ
Ｘ｛『＝Ｐ２‘．
彳＝０（，。），Ａ（ｔ２），…，Ａ（ｔ。））７’
由上述方程組求出只的過程稱作解譜，它是核磁測井資料處理的關(guān)鍵。最小二乘解為：
Ｐ＝（Ｘ７’Ｘ）一?Ｘ７’?Ａ（３—３）
９
第三章Ｔ２分布反演與拼接
由于上述解不穩(wěn)定，同時(shí)回波信號有較大的噪音，通常采用吉洪諾夫解瞄１：
Ｐ＝（Ｘ�。幔桑�。１?Ｘｒ?Ａ（３—４）
口在數(shù)學(xué)上稱為阻尼因子，一般叫正則化因子，它決定了Ｔ２分布的平滑程度，口越大，Ｔ２分布越平滑，但解的誤差大�？诘娜≈祽�(yīng)與回波信號信噪比相適應(yīng)，口取值：
口＝ｙ／ＳＮＲ（３－５）
式中，ＳＮＲ一回波信號信噪比；７一斯侖貝謝ＣＭＲ處理軟件中稱為ＧＡＭＭＡ因子，應(yīng)根據(jù)經(jīng)驗(yàn)確定最佳值。
由于只反映的是各特征馳豫所占的比例，一系列只就構(gòu)成了Ｔ２分布，經(jīng)過刻度可化為孔隙度，因而￡顯然不能為負(fù)值，也就是說在反演Ｔ２時(shí)，必須滿足約束條件只≥Ｏ。３．２拼接
拼接處理一般分為三種方法：直接拼接法，合并回波串法，組合數(shù)據(jù)曲線法。
３．２．１直接拼接法
１）將ＰＲ組與ＦＲ組回波串分別反演，得到各自的Ｔ２分布ＤＩＳＴ＿＿ＰＲ、ＤＩＳＬＦＲ。２）從兩道的Ｔ２譜分布曲線上，用前端和后端的組份分別組合成新的Ｔ２分布。
３）一般情況下，如果要解決ＤＩＳＴ＿Ｊ曲線上的不平滑問題，往往首先要做的是進(jìn)行一次正演，然后通過反演，得到新的ｒｒ２譜分布。
４）另外一種改進(jìn)是對兩組數(shù)據(jù)中的４ｍｓ、８ｍｓ幅度值分別采用權(quán)系數(shù)加權(quán)和得到新的４ｍｓ、８ｍｓ幅度值，這樣可以盡量減小兩列回波信號中重疊部分的相差較大的影響。３．２．２合并回波串法
不同的回波數(shù)據(jù)組的幅度不同，所以，組合不同中的數(shù)據(jù)組之前必須進(jìn)行幅度匹配。其步驟如下：
１）反演ＰＲ數(shù)據(jù)。
１６、２５６對于ＴＥ＝０．６ｍｓ，回波長度６ｍｓ的回波串用０．５、１、２、４、８、ｍｓ等組份反演，２５６ｍｓ看作基偏移。
２）反演ＦＲ數(shù)據(jù)。對于ＴＥ－－１．２ｍｓ，回波長度４８０ｍｓ的回波串用ｌ、２、４、…、１０２４ｍｓ等基本組份反演。
３）用ＰＲ組和ＦＲ數(shù)據(jù)計(jì)算的４ｍｓ，８ｍｓ差求雙指曲線。１０
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４）將雙指曲線加到原始的ＰＲ曲線上。
５）計(jì)算ＦＲ中３２—１０２４組份之和與ＰＲ中２５６ｍｓ的幅度差。
６）將基線偏移加到步驟４中計(jì)算的ＰＲ曲線上。
７）將步驟６中得到的新曲線與ＦＲ數(shù)據(jù)合并。
因?yàn)閮H對ＰＲ回波串進(jìn)行了線性處理，所以不受噪音的影響。但是如果兩組數(shù)據(jù)的４ｍｓ、８ｍｓ幅度值相差較大的話，其影響也較大。
３．２．３組合數(shù)據(jù)曲線法
組合數(shù)據(jù)曲線法又叫聯(lián)合反演法，將束縛水測量的ＰＲ與長成分測量的ＦＲ兩列回波數(shù)據(jù)采用不同的權(quán)處理（ＰＲ的誤差權(quán)小，ＦＲ的誤差權(quán)大），聯(lián)合構(gòu)成最小二乘擬合方程。這樣可以克服拼接的不連續(xù)性。
組合數(shù)據(jù)曲線法的難點(diǎn)在于兩回波列的權(quán)系數(shù)的取舍，此參數(shù)不易控制。
３．３不同ａ反演
３．３．１實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)
為了考核Ｔ２分布的反演情況，首先選擇一條實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)反演的Ｔ２分布，稱為基本信號。根據(jù)基本信號再生成回波間隔ＴＥ：０．６ｍｓ，回波數(shù)目ＮＥ＝２０００的回波衰減信號。對該回波信號采用不同ａ進(jìn)行反演Ｔ２分布，用來考核ａ對Ｔ２分布的影響。表３．１是不同ａ值的幅度值以及誤差表，絕對誤差是與原始幅度之差，原始信號幅度６．８１７。
從表３．１與圖３．１中可以，當(dāng)ａ變小時(shí)，雖然誤差變小，但佗分布曲線將是一條抖動(dòng)的曲線，ａ越小，抖動(dòng)越厲害。當(dāng)ａ變大時(shí)Ｔ２分布曲線越光滑，前端信號形狀變化越大，誤差也越大。當(dāng)ａ在１．４之間，存在一誤差最小的點(diǎn)，曲線光滑，曲線形態(tài)與原始形態(tài)也最為接近，該值與ａ＝２．５接近，當(dāng)ａ＝２．５時(shí)，相對誤差為０．０３７％。
第三章Ｔ２分布反演與拼接
圖３－１不同ａ反演的Ｔ２分布
表３－１不同ａ值的影響結(jié)果
原始值
幅度
６．８１７０．Ｏｌ０．１ｌ２．５４１６６４６．８１８
０．００１
Ｏ．０１２６．８３７６．８６４０．０４７０．６９６６．８２０６．７６９－０．０４８－０．７０４６．４７４５．９１３．０．９０４．１３．２５８絕對誤差相對誤差％０．０２００．２９９０．００３－０．３４３０．０３７．５．０３７
３．３．２測井?dāng)?shù)據(jù)
圖３—２、圖３—３是實(shí)際測井?dāng)?shù)據(jù)ａ＝ｌ與ａ＝３的成果圖。圖３—１的Ｔ２分布的分辨率高，但曲線不光滑，圖面也不夠美觀。當(dāng)要求高分辨率的成果圖時(shí)ａ可以取小些。１２
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圖３—２ａ＝ｌ反演成果圖
圖３—３ａ＝３反演成果圖１３
第四章儲層參數(shù)解釋與油氣識別方法
第四章儲層參數(shù)解釋與油氣識別方法
４．１確定孔隙度
核磁共振測井比其它測井方法在孔隙度解釋中的的優(yōu)勢就是核磁共振測井能夠解釋束縛流體的孔隙度和可動(dòng)流體的孔隙度。而新一代的核磁共振測井儀，還能解釋出粘土束縛流體孔隙度【２３１。其解釋的模型如圖４．１所示：
毛
粘
骨粘土
束
縛
架土流
體細(xì)管束縛流體
１７可可動(dòng)動(dòng)油水氣
幻
１Ｌｒ
矽。
１Ｌｒ
矽刪
圖４一ｌ核磁測井孔隙度的解釋模型
因?yàn)楣羌�、粘土有非常短的核磁弛豫時(shí)間，一般的，核磁測井儀天線接收到的自旋回波信號有一段死亡時(shí)間，大約為幾百毫秒（ｍｓ），也就是說，核磁測井儀在接收到第一個(gè)回波信號之前，極化產(chǎn)生的骨架、粘土信號已經(jīng)衰減掉了，這就是核磁測井不受巖性影響的根本原因。
粘土束縛水Ｔ２馳豫時(shí)間與粘土礦物和含水量有關(guān)，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和現(xiàn)場測試資料同時(shí)說明在１ｍｓ范圍內(nèi)。目前，我國進(jìn)口的ＭⅪＬ—Ｃ型儀器，回波間距最小為１．２ｍｓ，因而，粘土束縛流體的核磁測井信號基本上不能測到；而斯侖貝謝ＣＭＲ．２００型儀器，回波間距可達(dá)０．２ｍｓ，則可測到粘土束縛流體信號。
４．２估算滲透率
儲層參數(shù)滲透率采用ＳＤＲ和Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型計(jì)算，Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型考慮了自由流體與束縛流體孔隙之比和核磁有效孔隙度；ＳＤＲ模型考慮自由流體與束縛流體的平均馳豫時(shí)間和核磁有效孔隙度‘２４１（如圖４－２）。１４
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圖４－２滲透率解釋模型示意圖
４．２．１ＳＤＲ模型
Ｋ＝彳（‰）ｃ（于２１０９）Ｂ（４～１）
式中：
Ａ—ＳＤＲ模型滲透率乘積因子，單位ｍＤ，缺省值Ａ＝４ｍＤ，精確的Ｃ值由巖心實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)確定；
Ｂ—ＳＤＲ模型Ｔ２對數(shù)平均指數(shù)，缺省值Ｂ＝２：
Ｃ－－ＳＤＲ模型孔隙度指數(shù)，缺省值Ｃ－－－－４。
４．２．２Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型
～ｃ叫矧ｃ（４—２）
式中：
Ａ—Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型滲透率乘積因子，單位ｍＤ，缺省值Ａ＝ＩｍＤ，精確的Ｃ值由巖心實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)確定；
Ｂ～Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型模型孔隙度指數(shù)，缺省值Ｂ－－４：１５
第四章儲層參數(shù)解釋與油氣識別方法
Ｃ－－Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ可動(dòng)流體束縛流體比指數(shù)，缺省值Ｃ－－２。
４．３定性識別天然氣‘２∞
４．３．１核磁共振測井識別天然氣的原理
核磁共振ＮＭＲ孔隙流體的橫向弛豫正包含３部分：顆粒表面的流體弛豫疋ｓ，體積流體弛豫疋Ｂ和孔隙流體擴(kuò)散弛豫疋Ｄ�？紫读黧w總的橫向弛豫速率：
——＝——＋一＋——ｌｌｌｌ
疋疋ｓ疋８疋Ｄ（４—３）
對于在潤濕巖中的水，常常以表面弛豫為主；孔洞中的水以體積速率弛豫為主，受擴(kuò)散影響；同樣水濕潤巖石中的油以體積速率弛豫為主，受擴(kuò)散影響；而氣體的疋受控于擴(kuò)散弛豫（表４．１）。
表４．１ＮＭＬＲ弛豫特性
流體類型弛豫特性
水碎屑巖表面弛豫
孔洞體積／擴(kuò)散弛豫
中、重油
油體積弛豫
輕油體積／擴(kuò)散弛豫
氣擴(kuò)散弛豫
從表４．１中可以看出，區(qū)分氣、輕油與油水的關(guān)鍵就是要充分利用儲層流體的擴(kuò)散弛豫特性。
４．３．２位移譜
將短、長回波間隔的Ｔ２分布差分，繪出變密度圖（正值一種顏色，負(fù)值一種顏色）。在變密度圖上，如果前端有明顯的負(fù)值條帶、后端有明顯的正值條帶，則說明長回波間隔的Ｔ２譜氣信號峰向Ｔ２小的方向移動(dòng)，儲層可能含有天然氣。
４．３．３Ｔ２對數(shù)平均曲線
當(dāng)儲層含有天然氣時(shí)，長回波間隔的Ｔ２譜氣信號峰向Ｔ２小的方向移動(dòng)，因而長１６
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回波間隔的他對數(shù)平均值就要減小，所以比較長、短回波間隔Ｔ２對數(shù)平均值曲線，可以識別儲層是否含有天然氣。
４．３．４回波比曲線
當(dāng)儲層含有天然氣時(shí)，長回波間隔的Ｔ２譜氣信號峰向Ｔ２小的方向移動(dòng)，長回波間隔的Ｔ２譜氣信號峰向砣小的方向移動(dòng)，造成長回波間隔的回波信號衰減變快，所以比較長、短回波間隔的回波信號幅度之和，可以識別儲層是否含有天然氣。
在上述識別天然氣的方法中，最好與水層的相關(guān)曲線作對比，同時(shí)要求回波信號信噪比高，除天然氣信號外，兩個(gè)Ｔ２譜的形狀要求一致。另外注意由于長ＴＥ的平均信號強(qiáng)度比短ＴＥ的小得多，造成兩個(gè)譜信噪比不同，這樣受噪音系統(tǒng)影響可能造成假的天然氣影響。
４．４定性識別油水層
４．４．１油對巖樣Ｔ２分布影響
實(shí)驗(yàn)研究表明，油對巖樣Ｔ２分布有影響，如圖４．３所示：
圖４．３不同飽和度油樣巖心核磁測量Ｔ２分布
該實(shí)驗(yàn)結(jié)果來自北海油田白堊系樣品，孔徑單一，１００％含水時(shí)，由觀測回波串反演得到的Ｔ２分布放在圖的最前面。然后向樣品孔隙中注油，隨著含油飽和度的增加，１７
第四章儲層參數(shù)解釋與油氣識別方法水的體積減小，Ｔ２分布的左邊部分，即水的峰逐步降低，而右邊部分，即油的峰，則
中國石油大學(xué)（華東）工程碩士學(xué)位論文
表化儲層流體ＮＭＲ特性比較
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從表中數(shù)據(jù)可以看出，盡管油和天然氣的Ｔ２差異很大，但Ｔ１很接近。同時(shí)還可以看出鹽水和油相近的Ｄ和Ｔ２值，但它們的Ｔ１值很不相同。
由物理基礎(chǔ)知識可知，只有當(dāng)有足夠的極化時(shí)間（等待時(shí)間）時(shí)，油、氣才能被完全極化（極化Ｔｌ信號），而水被完全極化所需時(shí)間較短，因此可以選擇兩種不同的極化時(shí)間測井來進(jìn)行油氣與水的識別。具體方法是對長短等待時(shí)間測井所反演的Ｔ２分布進(jìn)行差分，在差分譜上只剩下油氣信號，而水的信號被完全差分掉了。
在應(yīng)用差分譜進(jìn)行油氣水識別時(shí)，需滿足如下條件：
１）地層水和油氣間必須有足夠大的Ｔｌ反差。這個(gè)條件要求地層是親水的，而油為輕質(zhì)油；
２）油氣之間必須有足夠大的億反差；
３）地層水須完全極化；
４）用兩個(gè)不同等待時(shí)間測井，所觀測的回波串幅度必須有足夠大的差異。
４．４．４增強(qiáng)擴(kuò)散識別油水層
根據(jù)最新研究和實(shí)際資料的應(yīng)用，利用擴(kuò)散馳豫，不僅能識別天然氣，也能用來識別油／水層。即利用雙回波間隔測井，長回波間隔測井將增強(qiáng)擴(kuò)散效應(yīng)【２７】。
如果在處理井的儲層中不含有天然氣，此時(shí)只有水和油時(shí)，而它們的擴(kuò)散弛豫是不同步的，當(dāng)我們使用長的回波間隔進(jìn)行核磁共振測井時(shí)，水的Ｔ２分布峰將會前移很大距離，而油的他分布峰則前移的距離較小，這樣在Ｔ２分布譜上將會出現(xiàn)油水兩峰，水峰在前面，而油峰在后面。
對于長回波間隔核磁測井，同樣可以利用時(shí)域分析法識別油水層。另外還可以利用回波比曲線。１９
第五章定量評價(jià)含烴飽和度
第五章定量評價(jià)含烴飽和度
通過對哈里伯頓ＴＤＡ與ＤＩＦＡＮ定量評價(jià)含烴飽和度的解剖分析，提出并發(fā)展了根據(jù)烴與水的Ｔ１差異、烴與水的Ｔ２差異以及雙ＴＥ測井確定含烴飽和度的方法。５．１由烴與水的Ｔ１存在差異確定含烴飽和度
在實(shí)際中，通常水有較短的Ｔ１，而輕烴的Ｔｌ較長。因此，對于孔隙中的水，需要較短的極化時(shí)間就能完全極化，而輕烴要完全極化則需要較長的極化時(shí)間。因此，根據(jù)輕烴與水在極化時(shí)間上的差異，使用較長和較短的兩個(gè)極化時(shí)間，得到兩個(gè)Ｔ１譜，將它們相減，這樣水的信號就能抵消，而輕烴的信號一部分留在差分譜中，可以通過此方法來識別油氣，叫做差分譜法。
對于大多數(shù)情況，此種方法是行不通的，當(dāng)運(yùn)用此種方法處理較大孔隙的地層或水淹層時(shí)，結(jié)果并不是想象的那樣。這是因?yàn)閷τ诖罂紫�，水也需要較長的極化時(shí)間，因此水的信號就不能被完全被抵消。這樣通過處理得到的差分譜上，水層往往顯示有很強(qiáng)的差分譜信號，這樣就給油氣層流體性質(zhì)的識別造成很大的困難，往往處理結(jié)果不可靠。
在定量評價(jià)含烴飽和度方面，目前主要應(yīng)用哈里伯頓公司的時(shí)間域分析技術(shù)ＴＤＡｔ２１。時(shí)間域分析技術(shù)ＴＤＡ處理的主要思路是：由于烴與水的Ｔ２存在差異，并依賴二相特征馳豫，來反演出回波差分信號，并由已經(jīng)確定出的烴的視孔隙度，經(jīng)過Ｔ１的校正后，再經(jīng)過含烴指數(shù)的校正，即可得到含烴孔隙度與含烴飽和度。
５．２由烴與水的Ｔ２存在差異確定含烴飽和度乜羽
通常情況下，對于核磁共振測井中的雙極化時(shí)間測井，在評價(jià)含烴飽和度方面，根據(jù)烴與水的Ｔｌ的差異來定量評價(jià)地層的含烴情況【２９】是一個(gè)很不錯(cuò)的方法，對于一般情況，應(yīng)用很好。但也存在一些地層，測得的烴與水有相差不大的Ｔ１，但是Ｔ２卻有較大的差異，這時(shí)候就可以利用烴與水的Ｔ２差異來定量評價(jià)含烴飽和度。
就像前面曾經(jīng)聽到過的一樣，運(yùn)用差分譜信息識別油氣是目前最常用方法，但是這種方法一般并不可靠，只從定性上解決了問題，并且還受很多因素的影響。影響最大的就是孔徑的大小和地層的水淹情況，對于比較大的孔隙地層和水淹很嚴(yán)重的地層，經(jīng)過處理的Ｔ２都有很強(qiáng)的差分譜信息，另外噪音的影響也不可忽略，差分譜上往往都會出現(xiàn)一些根本不是烴的信號，因此對結(jié)果將產(chǎn)生極大的影響。２０
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在定量評價(jià)含烴飽和度方面，目前主要應(yīng)用哈里伯頓公司的時(shí)間域分析技術(shù)。時(shí)間域分析技術(shù)ＴＤＡ處理的主要思路是：由于烴與水的Ｔ２存在差異，并依賴二相特征馳豫，來反演出回波差分信號，并由已經(jīng)確定出的烴的視孔隙度，經(jīng)過Ｔ１的校正后，再經(jīng)過含烴指數(shù)的校正，即可得到含烴孔隙度與含烴飽和度。
但在在大多數(shù)情況下，差分信號也存在束縛水的Ｔ２區(qū)間內(nèi)，考慮到這種情況，我們必須首先將這部分信號給處理掉，以避免反演出來的烴的視孔隙度產(chǎn)生較大的誤差。５．３由雙ＴＥ測井來確定含烴飽和度‘刪
核磁共振上使用增強(qiáng)擴(kuò)散法識別油氣，根據(jù)油和水的擴(kuò)散馳豫的不同步，應(yīng)用此方法，可以定性的識別地層含有輕質(zhì)油的狀況。其具體處理工程是，在核磁共振測井時(shí)，先采用比較短的回波間隔測井，得到Ｔ２譜，然后采用長的回波間隔測井，從得到的Ｔ２譜上可以看出，水的Ｔ２分布峰向前移動(dòng)很大，但是油的Ｔ２分布峰前移卻很小，從而在Ｔ２分布上可以看到明顯的油水峰分布，水的峰在前面，油的峰在尾端。
上面只介紹了在定量上可以采用增強(qiáng)擴(kuò)散法識別油氣，然而如何定量評價(jià)含烴飽和度呢，一般使用他截止值法。實(shí)現(xiàn)過程是：在核磁共振測井得到的不同的Ｔ２分布信息中，選擇出一個(gè)油和水信號分界面最明顯的Ｔ２分布，通過積分能夠計(jì)算出油所占的體積。即，在上面得到的基準(zhǔn)的Ｔ２分布上，從Ｔ２特征范圍內(nèi)找出一個(gè)最低點(diǎn)作為油氣與水的分界線點(diǎn)，則此分界線點(diǎn)到Ｔ２譜分布的最大值也就是他的最大數(shù)值所包絡(luò)的總面積就是原油的體積。
以上的方法對截止值的估計(jì)的準(zhǔn)確性有很大的依賴，如果Ｔ２截止值估計(jì)不準(zhǔn)，也就是油和水信號的Ｔ２分布分部的分界線不明顯，這樣計(jì)算出的原油體積就是不準(zhǔn)確的，而我們實(shí)際處理中，有時(shí)侯油和水的分界線就是不明顯，這樣就不能使用上面所說的截止值法，而是常常使用取平均值的方法，但是這樣做的話，將會產(chǎn)生很大的誤差。
當(dāng)然還可以使用ＤＩＦＡＮ程序定量評價(jià)含烴飽和度，這個(gè)程序哈里伯頓公司開發(fā)的，其中程序使用的主要方法是交會圖法【２】。在實(shí)際應(yīng)用中，要想使用此程序來定量評價(jià)含烴飽和度，需要提供一些額外的信息，比如烴與水的粘度、壓力、溫度等信息。然而在初期勘探中，要想得到這些信息是比較困難的。另外需要指出，采用交會圖操作，在參數(shù)的選擇上會比較麻煩，并且ＤＩＦＡＮ程序只能處理ＭＲＩＬＰｒｉｍｅｒ與ＭＲＩＬＣ資料，要想比較普遍的應(yīng)用起來還是很困難的。２ｌ
第五章定量評價(jià)含烴飽和度
５．４實(shí)際資料處理與對比
５．４．１ＤＰＰ與ＭＲＰＰＳ處理技術(shù)與過程對比
ＭＲＰＰＳ是在微機(jī)上開發(fā)的一套處理ＭＲＩＬＰ型核磁共振測井資料的軟件系統(tǒng)，它的文件支持格式是ＦＯＲＷＡＲＤ軟件平臺數(shù)據(jù)格式。ＭＲＰＰＳ在軟件實(shí)現(xiàn)過程中遵循如下原則，首先是搞清ＤＰＰ的各種處理方法與技巧，盡量采用ＤＰＰ的處理技術(shù)，保留ＤＰＰ技術(shù)的選項(xiàng)，再此基礎(chǔ)上提出改進(jìn)，以克服ＤＰＰ的不足不處。表５—１是ＤＰＰ與ＭＲＰＰＳ處理技術(shù)與實(shí)現(xiàn)過程對比。
表５一ｌＤＰＰ與ＭＲＰＰＳ處理技術(shù)與過程對比
過程ＤＰＰ技術(shù)ＭＲＰＰＳ技術(shù)
ｌ文件對雙ＴＷ雙ＴＥ測量模式首先要分離成雙不用分離文件，各組數(shù)據(jù)保存一道曲線文分離Ｔｗ和雙ＴＥ測量模式的文件分別才能進(jìn)件中，對一個(gè)文件進(jìn)行處理
行處理。
２回波兩道信號計(jì)算，相位角計(jì)算，旋轉(zhuǎn)前疊加，與ＤＰＰ技術(shù)一樣，疊加次數(shù)是可選的，生成旋轉(zhuǎn)，旋轉(zhuǎn)后疊加。可進(jìn)行高分辨率的同波信號生成。
３時(shí)深中心深度采用平移法，類似的近點(diǎn)插值，中心深度采用平均計(jì)算，近點(diǎn)插值，選擇轉(zhuǎn)換同個(gè)深度點(diǎn)的數(shù)據(jù)重復(fù)多最近深度點(diǎn)的數(shù)據(jù)，重復(fù)數(shù)據(jù)少。
４回波兩個(gè)文件分別進(jìn)行處理各組回波拆分后保存在一個(gè)文件中，可以拆分對不同組回波進(jìn)行分別組合。
５反演ＭＡＰ—ＩＩ，對差分譜，高噪音信號處理效模平滑法，對高噪音信號處理效果好。對方法果差。數(shù)與指數(shù)布點(diǎn)方式選擇，處理速度快。平
應(yīng)用指數(shù)反演后分成２００份放置在對數(shù)道滑因子可與噪音相關(guān)也可統(tǒng)一選擇。
上。
６拼接強(qiáng)制拼接，拼接痕跡明顯三種拼接方法選擇，強(qiáng)制拼接、改進(jìn)的拼
接法與聯(lián)合反演法
７參數(shù)計(jì)算截止法，頻譜法與ＤＰＰ一樣
８油氣ＴＤＡ、ＤＩＦＡＮ各兩個(gè)模塊實(shí)現(xiàn)，操作麻煩。多種油氣評價(jià)方法實(shí)現(xiàn)在一個(gè)ＦＬＡＮ模評價(jià)塊中。改進(jìn)的ＴＤＡ方法，可實(shí)現(xiàn)根據(jù)烴
水Ｔｌ與Ｔ２差異分別進(jìn)行含烴飽和度計(jì)
算。改進(jìn)的ＤＩＦＡＮ方法，操作簡便，技
術(shù)更為合理。
５．４．２兩種軟件處理實(shí)際井對比
為了考核ＭＲＰＰＳ的處理效果，選取了五口不同測井模式、不同的地層、不同流體性質(zhì)的井進(jìn)行實(shí)時(shí)處理。同時(shí)應(yīng)用哈利伯頓的ＤＰＰ平臺上的ＭⅪＬ．－Ｐ型核磁共振測井資料處理軟件進(jìn)行同參數(shù)的處理，表５—２是選擇的處理對比井情況
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表５—２處理對比井
井名測量模式地層特征
實(shí)例１井雙ＴＥ測量模式：Ｄ９ＴＥ３１２砂泥地層，儲層發(fā)育，物
性較好。
實(shí)例２井單ＴＥ測量模式：Ｄ９ＴＰｌ２粗面巖地層，原生孔隙度
小，裂縫不發(fā)育，儲層物
性差。
實(shí)例３井雙ＴＷ雙ＴＥ測量模式：砂泥地層，儲層發(fā)育，物
Ｄ９ＴＷＥ３性較好，輕質(zhì)油層
實(shí)例４井雙ＴＷ雙ＴＥ測量模式：儲層發(fā)育，物性較好，氣
Ｄ９ＴＷＥ３層。
實(shí)例５井雙ＴＷ雙ＴＥ測量模式：砂泥巖地層，稠油層。
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５．４．３實(shí)例ｌ井
該井是砂泥地層，儲層發(fā)育，物性較好。選該井兩種軟件處理成果的比較如下：５．４．３．１回波串處理的比較
ＭＲＰＰＳ與ＤＰＰ處理后的回波串形態(tài)相同，吻合較好。經(jīng)時(shí)深轉(zhuǎn)換處理后，對統(tǒng)一記錄在一條曲線內(nèi)的各組回波信號道數(shù)據(jù)進(jìn)行分離，分別形成各組回波信號道曲線；與ＤＰＰ軟件在深度上稍有偏差，形態(tài)相似。對比成果如圖５．１所示�？梢钥吹剑旱谝坏朗莾蓚�(gè)軟件處理后的自然伽馬曲線，吻合較好。第二道是兩個(gè)軟件在時(shí)間域里處理的回波串信號形態(tài)相同，吻合較好。第三、四、五道是兩個(gè)軟件在深度域里處理的三組回波串信號，形態(tài)相同，在深度上有偏差，原因是插值選擇方法不同。
第五章定量評價(jià)含烴飽和度
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圖５．１實(shí)例１井兩種軟件回波串處理成果對比圖
５．４．３．２Ｔ２分布反演比較（１）ＭＲＰＰＳ３０點(diǎn)對數(shù)反演與ＤＰＰ軟件的比較（見圖５—２）
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第五章定量評價(jià)含烴飽和度
圖５—３實(shí)例１井ＭＲＰＰＳ５０點(diǎn)對數(shù)反演與３０點(diǎn)對數(shù)反演對比圖（３）ＭＲＰＰＳ指數(shù)反演與ＤＰＰ軟件的比較（見圖５．４）
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圖５—４實(shí)例１井ＭＲＰＰＳ指數(shù)反演與ＤＰＰ軟件對比圖
從上面的圖中可以看出處理效果的不同之處，主要在粘土峰段差距較大，有效孔隙度的長成分Ｔ２分布相差不大。這是因?yàn)檎惩列盘柺菑模校医M中拼接得到的，ＰＲ組信噪比高，為了拼接，ＤＰＰ處理選擇的平滑因子小，造成Ｔ２分布峰徒，另外在前端信號的極化校正的方法上可能還存在問題，造成ＤＰＰ處理的粘土孔隙度過大。
第五章定量評價(jià)含烴飽和度
５．４．３．３地層參數(shù)的比較
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圖５—５實(shí)例１井指數(shù)反演求取地層參數(shù)成果比較圖
如圖５—５所示是指數(shù)反演兩種軟件處理得到的地層參數(shù)對圖。第二道粉色填充的是兩軟件的求取的總孔隙度的差別，ＤＰＰ軟件求取的大于ＭＲＰＰＳ的值。綠色和棕色的線為有效孔隙度基本吻合，稍有差距是由于ＭＲＰＰＳ粘土截止值為３ｍｓ，而ＤＰＰ軟件為４ｍｓ。填充紅色的是ＭＲＰＰＳ求的可動(dòng)流體體積。第三道是ＭＲＰＰＳ計(jì)算的組分總孔隙度。第四道是ＤＰＰ軟件計(jì)算的組分總孔隙度。可以看出ＤＰＰ軟件計(jì)算的３ｍｓ前的組分孔隙度明顯大于ＭＲＰＰＳ計(jì)算。這是由于對粘土信號的處理技術(shù)不同造成的。第五道是ＭＲＰＰＳ計(jì)算的組分有效孔隙度。第六道是ＤＰＰ軟件計(jì)算的組分有效孔隙度。由于解譜技術(shù)的不同，從形態(tài)和數(shù)值上有所不同，相差不大。第七道是兩軟件的求取的滲透率曲線，基本吻合。
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圖５—６實(shí)例ｌ井對數(shù)反演求取地層參數(shù)成果比較圖
如圖５—６所示對數(shù)反演兩種軟件處理得到的地層參數(shù)對圖。對比效果與指數(shù)反演求取參數(shù)的一致。
如圖５—７所示，ＭＲＰＰＳ處理得到的Ｔ２ＴＥＬ、Ｔ２ＴＥＳ、Ｔ２ＩＮＴ、ＳＷＦＡＮ與ＤＰＰ軟件處理得到的Ｔ２Ｌ、Ｔ２Ｓ、Ｔ２ＩＮＴ、ＤＩＦＳＷ的大部分層從形態(tài)上、量級上是一致。個(gè)別層出入大一些，尤其是含水飽和度。
第五章定量評價(jià)含烴飽和度
圖５—７實(shí)例１井兩種軟件ＤＩＦＡＮ分析成果對比圖
５．４．４實(shí)例２井
本井是粗面巖地層。原生孔隙度小，裂縫不發(fā)育，儲層物性差。選取測井模式為二組的Ｄ９ＴＰｌ２模式。為標(biāo)準(zhǔn)Ｔ２測井。ＤＰＰ軟件處理的核磁有效孔隙度在２－５％之間，其中束縛流體體積在０－４％之＿ｆｎ－］，可動(dòng)流體體積基本１－２％。
中國石油大學(xué)（華東）工程碩士學(xué)位論文
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圖ｓ一８實(shí)例２井兩種軟件回波串處理成果對比圖
５．４．４．２反演后比較
如圖５—９所示。圖中第二道是沒進(jìn)行拼接前的他譜。顯示的比較雜亂，不連續(xù)。第三道是沒進(jìn)行拼接的Ｃ組的Ｔ２分布。第四道是ＤＰＰ軟件處理的完整的砣譜。
圖中第五道是進(jìn)行拼接后的Ｔ２譜。與ＤＰＰ軟件處理的Ｔ２譜差距較大。尤其是粘土部分。因?yàn)椋停遥校校釉冢常福恚螅福恚笫牵媒M和Ａ組的總貢獻(xiàn)。而ＤＰＰ軟件處理的Ｔ２譜前４ｍｓ是Ｃ組的Ｔ２譜４ｍｓ后是Ａ組的Ｔ２譜。
第五章定量評價(jià)含烴飽和度
圖５—９實(shí)例２井兩種軟件反演成果對比圖
５．４．４．３地層參數(shù)的比較
如圖５－－１０所示。第二道的總孔隙度相差較大，有效孔隙度相差也大。第五道的ＰＣ機(jī)處理的ＳＤＲ模型滲透率比ＤＰＰ處理大一倍。而Ｔｉｍｕｒ／Ｃｏａｔｅｓ模型滲透率沒計(jì)算出值。
中國石油大學(xué)（華東）工程碩士學(xué)位論文
圖５一ｌＯ實(shí)例２井兩種軟件地層求取地層參數(shù)成果比較圖
由于本井孔隙度小，信號小，造成信噪比低，ＤＰＰ處理低信噪比平滑過大，造成處理結(jié)果不同。５．４．５實(shí)例３井
本井是砂泥地層，儲層發(fā)育，物性較好，是一口輕質(zhì)油的例子。核磁資料顯示良好，試油顯示為很好的油層。選取測井模式為五組的Ｄ９ＴＷＥ３模式。即雙ＴＷ、雙ＴＥ測井。５．４．５．１回波串處理的比較
如圖５—１１所示，五組和差分的回波串吻合較好。
第五章定量評價(jià)含烴飽和度
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圖５—１１實(shí)例１０３井兩種軟件回波串處理成果對比圖
５．４．５．２反演后比較
如圖５
１２所示。第六道為ＭＲＰＰＳ處理的差分譜。第七道為ＤＰＰ軟件處理自差分
譜。ＭＲＰＰＳ的差分譜陡且窄，而ＤＰＰ處理的差分譜扁寬向后。低信噪比造成的玉滑的結(jié)果。
中國石油大學(xué)（華東）工程碩士學(xué)位論文
圖５—１２實(shí)例３井兩種軟件反演成果對比圖
５．４．５．３地層參數(shù)的比較
從圖
５—１３
中可以看出，兩種軟件處理結(jié)果較吻合。
第五章定量評價(jià)含烴飽和度
圖５一１３實(shí)例３井兩種軟件地層參數(shù)處理成果對比圖
５．４．５．４流體分析比較
（１）ＤＡＮ（差分譜）分析比較（見圖５—１４）。ＦＬＡＮ程序ＤＡＮ分析中采用兩種分析方法。１、Ｔ１計(jì)算方法。
２、Ｔ２、Ｔ１綜合計(jì)算方法。
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